This contribution introduces the idea of refinement patterns for the generation of optimal meshes in the context of the Finite Element Method. The main idea is to generate a library of possible patterns on which elements can be refined and use this library to inform an h adaptive code on how to handle complex refinements in regions of interest. There are no restrictions on the type of elements that can be refined, and the patterns can be generated for any element type. The main advantage of this approach is that it allows for the generation of optimal meshes in a systematic way where, even if a certain pattern is not available, it can easily be included through a simple text file with nodes and sub-elements. The contribution presents a detailed methodology for incorporating refinement patterns into h adaptive Finite Element Method codes and demonstrates the effectiveness of the approach through mesh refinement of problems with complex geometries.
Author: João Lucas Braga Da Silva
DFNMesh: Finite element meshing for discrete fracture matrix models
This paper presents a novel methodology for robust Finite Element (FE) mesh generation of Discrete Fracture Matrix (DFM) models. The method can handle the complete multi-dimensional domain from the tridimensional porous rock matrix, through fracture surfaces, down to open curves for fracture–fracture intersections. The accompanying open-source code is written in modern C++ with a JSON interface and largely relies on two state-of-the-art FE libraries: NeoPZ and Gmsh. Starting from a user-defined coarse mesh, fractures are sequentially read as convex polygons and introduced without distortions to the coarse geometry. The main steps involve: intersect edges by checking for nodes on opposite sides of the fracture plane, extend intersections from edges to faces, coalesce intersections to closest existing nodes (given a tolerance), refine interface elements to conform to the fracture, identify subsets of fracture surface, mesh the surface, and locate boundaries and intersections where they arise. Finally, the space around fractures is filled with the fine-scale unstructured mesh, which is kept conformal. The robustness of the implementation is derived from the consistent background of well-defined and simple premises like convexity and side-specific element neighborhood. Results show that the proposed technique can construct adequate 3D DFM grids, while still giving users freedom to adjust between geometrical fidelity and mesh quality through more aggressive feature rejection.
Core scale investigation of fluid flow in the heterogeneous porous media based on X-ray computed tomography images: Upscaling and history matching approaches
In this paper, experiments and simulations were performed on outcrop samples from Lagoa Salgada in Rio de Janeiro, Brazil, as a possible analog to one of the most typical Brazilian Pre-salt carbonate reservoirs rocks. The rocks were microbial carbonates where plugs comprising two main facies were sampled, simplified as fine-grained and vugular facies. The plugs were utilized to study the impact of pore geometry with both experimental and simulation approaches on recovery factor, saturation profile, and relative permeability estimations. To provide direct visualization of the geometry, description of pore structure, and calculation of concentration profiles, computed tomography (CT) imaging was integrated with experimental measurements of petrography and core flooding. The injection of two pore volumes of formation water resulted in a recovery factor between 28 and 34 percent for the plug samples. Furthermore, based on porosity generated by dry and wet CT, as well as saturation profiles resulting from CT data collected during drainage and imbibition processes along the length of the plugs, it is revealed that the distribution of these properties was diverse and heterogeneous. An algorithm was used to process the 2D tomography images of the samples to remove the region related to the exterior parts. The images were then stacked to create a 3D fine-scale grid to simulate the porous media and the fluid flow by applying rules for the segmentation of rock types, porosity, and permeability estimations of each grid block. Course-scale grids were created by applying upscaling techniques to reduce computation time. Simulated produced fluid cuts for different upscaled models were compared with the experimental results from core flooding. A history-matching technique was then applied to match experimental and simulation results, calculating the relative permeability of two main defined facies and creating an updated model capable of assessing past and present performance and future forecasting. Since relative permeability is essential for accurate simulation, estimating these curves in the heterogeneous pre-salt reservoir considering different facies, greatly influences reasonable future prediction performance and the ability to make informed operational decisions.
Controle de bombas centrífugas submersíveis em escoamento bifásico líquido-líquido
As Bombas Centrífugas Submersíveis (BCSs) são amplamente utilizadas como método de elevação artificial. As BCSs podem operar sob condições operacionais severas, tais como abrasão, escoamentos de alta viscosidade e escoamentos multifásicos de gás, óleo e água. Quando as fases predominantes são água e óleo, o escoamento é considerado bifásico líquido-líquido. Estas misturas podem se apresentar na forma de emulsões causando instabilidades operacionais devido às mudanças de viscosidade efetiva e massa específica da emulsão. Estratégias de controle capazes de manter uma operação estável das bombas submetidas a escoamentos líquido-líquido são necessárias. Este trabalho propõe implementar a abordagem de Controle Ativo Tolerante a Danos (CATD) que possa tolerar as instabilidades produzidas pelas variações nas propriedades da mistura. Para esse fim foi proposto um Controle Preditivo baseado em Modelo (“Model Predictive Control” – MPC). O modelo proposto consiste em um Modelo Não Linear (“Non-Linear Model” – NLM) em regime estacionário acoplado e um Modelo de Espaço de Estados (“State Space Model” – SSM) linear, com monitoramento das variações de viscosidade efetiva e massa específica da emulsão baseado no monitoramento de vibrações. A metodologia proposta envolve a realização de experimentos em BCSs operando com uma mistura bifásica água-óleo, reproduzindo o comportamento das BCSs operando com emulsão tanto em regime estacionário quanto em regime transitório. A modelagem em estado estacionário das BCS e dos componentes do sistema foi realizada usando um NLM. A modelagem transiente do sistema foi feita por meio de um SSM linear. O monitoramento das propriedades do fluido foi feito mediante a medição das Vibrações Induzidas pelo Escoamento (“Fluid Induced Vibration” – FIV) e implementando Redes Neurais Artificiais (“Artificial Neural Networks” – ANN). A estratégia de controle foi testada mediante simulações computacionais e na bancada experimental em BCSs operando com emulsões, apresentando erro em estado estável em torno de 5%, e tempos de estabilização em torno de 150 segundos
Visualização de múltiplas curvas de risco de campos e poços como auxílio na seleção de modelos representativos de reservatórios de petróleo
A simulação computacional de modelos de reservatórios é uma ferramenta indispensável nas metodologias para desenvolvimento e gestão de reservatórios de petróleo. Engenheiros de petróleo criam centenas de modelos para representarem as incertezas de um determinado reservatório de petróleo. No entanto, simular o comportamento de todo esse conjunto de modelos muitas vezes é demorado e, às vezes, inviável para algumas etapas desta metodologia. A seleção de modelos representativos (MRs) é uma estratégia para contornar esta limitação. Um conjunto de MRs, por ser um subconjunto dos modelos inicialmente considerados, pode ser utilizado nas etapas de simulação em substituição ao seu conjunto de origem, visando reduzir o tempo total de processamento computacional na execução de simulações. Apesar de utilizar abordagens automatizadas para seleção de MRs, esta escolha deve ser criteriosamente assistida para assegurar que estes modelos realmente capturem as características relevantes do conjunto principal de modelos, conforme as expectativas técnicas dos analistas de petróleo. Auxiliar nesta escolha inclui fornecer maneiras fáceis de analisar semelhanças entre pares de curvas de risco referentes a cada variável de saída definida na estratégia de exploração dos modelos em análise. O uso de técnicas interativas de visualização para aprimorar o processo de seleção de MRs, em relação às curvas de risco, pode colaborar para que se faça simulações com modelos que efetivamente representem o reservatório sob análise, auxiliando os analistas a obter uma melhor previsão do comportamento do reservatório. Neste contexto, este trabalho procura explorar recursos de visualização interativa de dados que se mostrem úteis para apoiar a análise de dados de probabilidade acumulada de riscos atualmente utilizados para auxiliar engenheiros de petróleo na escolha de MRs em processo de desenvolvimento e gerenciamento de reservatórios de petróleo. A metodologia proposta inclui: (i) a análise de visualizações propostas pela literatura para esse propósito; (ii) o entendimento das necessidades dos analistas da área de petróleo para tomadas de decisão referentes a essas escolhas; e (iii) a proposta, implementação e testes de visualizações que procurem melhorar a análise em questão. Dessa forma, desenvolveu-se um sistema de visualização interativo para apresentar uma visão geral da representatividade e da variabilidade de modelos, usando heatmaps e projeção multidimensional, além de um gráfico para resumir múltiplas curvas de risco. Esse sistema foi avaliado por meio de um teste com usuários, o qual revelou bons indícios da sua utilidade: ajudar analistas de petróleo a efetuarem melhores escolhas de conjuntos de MRs
Experimental and theoretical study of W/O emulsion flow within centrifugal pumps
Este estudo investiga o desempenho de Bombas Centrífugas Submersas (BCS) operando com emulsões de água e óleo sob diferentes condições, com foco em métricas de desempenho como altura manométrica, eficiência, consumo de potência, distribuição do tamanho de gotas (DTG) e viscosidade da emulsão. A campanha experimental avaliou a influência da velocidade de rotação, vazão, temperatura e fração de fase dispersa no comportamento das BCS, complementada pelo desenvolvimento de modelos preditivos para melhorar a eficiência operacional. A introdução destaca o papel crítico das BCS na indústria de óleo e gás e os desafios associados ao manuseio de escoamentos multifásicos. O estudo busca abordar a degradação de desempenho causada por fluxos emulsificados e propõe estratégias de otimização. A análise teórica foca em métricas adimensionais de desempenho, incluindo coeficiente de altura manométrica, coeficiente de potência e eficiência. Coeficientes de correção baseados no número de Reynolds rotacional são aplicados para considerar os efeitos viscosos. O estudo desenvolve modelos para quantificar a degradação do desempenho sob condições de alta viscosidade, fornecendo uma base para prever o comportamento das BCS em regimes de escoamento complexos. Os resultados revelam impactos significativos da fração de fase dispersa, da viscosidade e da velocidade de rotação no desempenho da bomba. Testes com escoamento monofásico e bifásico demonstram degradação de desempenho em condições de alta viscosidade, com curvas adimensionais evidenciando variações na altura manométrica, potência e eficiência. Um novo modelo para a viscosidade relativa da emulsão é apresentado, considerando diâmetros críticos de gotas e condições de escoamento, alcançando maior precisão em comparação com modelos existentes. Os modelos propostos aprimoram as capacidades preditivas para sistemas BCS, permitindo otimizar o desempenho na produção de petróleo
Definição e caracterização de zonas em um reservatório da Formação Barra Velha na Bacia de Santos, Brasil, a partir da definição de eletrofácies, auxiliada por redes neurais artificiais, e análise do paleoambiente com base na interpretação de dados sísmicos
Os carbonatos brasileiros do pré-sal e sua importância mundial têm sido de grande destaque nos últimos anos. Essas rochas constituem reservatórios lacustres com características heterogêneas e complexas, as quais dificultam a caracterização do reservatório e a compreensão de sua evolução sedimentar e tectônica. Apesar de existirem diversos estudos sobre esses depósitos, ainda não existe um consenso em relação a um modelo deposicional que represente todas as particularidades desses reservatórios. A definição de eletrofácies tem sido comumente utilizada nos estudos de reservatórios, com a utilização de técnicas computacionais para auxiliar na análise de dados mais complexos se tornando popular entre os geocientistas. As eletrofácies auxiliam no zoneamento do reservatório que, somado a caracterização litológica, também fornece informações sobre o ambiente deposicional. Apesar de os dados de poços apresentarem alta resolução vertical, esses dados não permitem a avaliação da distribuição lateral das fácies classificadas. Os dados sísmicos, integrados aos dados de poços, permitem a extrapolação das informações obtidas para as regiões entre os poços, auxiliando na caracterização das zonas do reservatório e no entendimento do ambiente deposicional. Com o objetivo de contribuir com a caracterização dos reservatórios brasileiros do pré-sal, este trabalho propõe a aplicação de redes neurais artificiais pelo método não supervisionado de Mapas Auto-Organizáveis (Self-Organizing Maps – SOM) com base em perfis de poços convencionais para auxiliar na definição de eletrofácies e no zoneamento de um reservatório do pré-sal da Formação Barra Velha (FBV), na Bacia de Santos, e a interpretação de dados sísmicos para auxiliar na caracterização das zonas e na análise do paleoambiente. Os resultados permitiram a elaboração de um modelo deposicional, além de indicar falhamentos sin e pós-deposicionais influenciando na configuração do ambiente deposicional na região do reservatório e nos sedimentos depositados. Além disso, algumas regiões sugerem mudanças estruturais durante a formação do reservatório, as quais podem afetar localmente a qualidade do reservatório
Influence of integration between reservoir and production system considering polymer injection in a heavy oil reservoir
Estudos de simulação numérica de injeção de polímeros são amplamente relatados na literatura, contudo, a avaliação da injeção de polímeros considerando a integração com o sistema de produção (SP), muitas vezes, é negligenciada ou simplificada, o que pode levar a previsões imprecisas de produção de petróleo. O objetivo deste trabalho foi avaliar o impacto da integração entre o reservatório e sistema de produção, considerando cenários de injeção de polímeros em um reservatório de óleo pesado. Foi utilizado um modelo de reservatório, denominado EPIC001, com características de um campo de óleo pesado marítimo, brasileiro, caracterizado por alta permeabilidade e porosidade. Um modelo de fluido Black-oil foi utilizado, considerando óleo pesado (13° API). A estratégia inicial para o campo consistiu em quatro poços produtores e três poços injetores. O sistema de produção abrangeu os poços, linhas de escoamento, e linhas de superfície, até o separador de fluidos. Para integrar o reservatório com o SP, foi utilizada a abordagem de integração desacoplada através de tabelas de desempenho de fluxo vertical. Modelos integrados (IM) foram baseados em modelos de SP simples selecionados inicialmente para o caso. Os resultados foram comparados com modelos sem integração (modelos não integrados – NIM), com condições de contorno baseadas no valor alvo da pressão no fundo do poço (BHP) designado para este projeto. Este estudo foi composto por seis etapas: (1) um SP foi modelado com base em dados encontrados na literatura e definidos para este projeto para ser usado no modelo integrado (IM1); (2) o modelo IM1 foi comparado com o NIM. (3) foi feito um ajuste do sistema de produção do IM1, obtendo o IM2; (4) foi feita uma avaliação do impacto da injeção de polímeros nos modelos IM1 e IM2; (5) foram obtidas as concentrações ótimas de polímero; (6) um modelo baseado em um valor de BHP Revisado foi obtido (NIMr) para alcançar resultados semelhantes aos do IM1. As simulações usando IM1 resultaram em menor produção em comparação com NIM. A redução foi de 22% para injeção de água e 41% para injeção de polímeros, com uma concentração de 2,49 kg/m³. A análise de sensibilidade da concentração de polímero revelou que 1,0 kg/m³ era a concentração mais favorável para o NIM, mas para o IM, a concentração ótima de polímero variou de 0,5 até 1,2 kg/m³, dependendo da configuração dos estágios da bomba e aspectos econômicos. Estas diferenças estão diretamente associadas à influência do sistema de produção nas condições de contorno do reservatório. Quando essas condições são modificadas, elas afetam a produção e escoamento no reservatório. Também foi observado que uma análise mais detalhada das bombas nos permitiu atingir e até mesmo superar a meta de produção estabelecida para o NIM. A abordagem de BHPs revisados levou a uma produção compatível com o caso integrado, com diferenças alcançando 2,5%. Portanto, os resultados apresentados neste trabalho mostram a importância de considerar a integração para uma previsão precisa da produção de petróleo em simulações de reservatórios, especialmente em cenários envolvendo injeção de polímeros em reservatórios de óleo pesado. Também foi apresentado um exemplo de como isso pode afetar as decisões, mostrando como a concentração ótima de polímero pode mudar dependendo do modelo e das características do sistema de produção. Portanto, considerar a integração é crucial para melhorar a qualidade de decisões e estratégias operacionais
Estudo sobre a falha de válvulas de injeção química de desemulsificantes em poços de petróleo
Durante a produção de campos offshore podem ocorrer diversos problemas relacionados ao escoamento do petróleo até a superfície, como formação de emulsões e deposição de parafinas. Uma das estratégias para contornar estes problemas de garantia de escoamento é a injeção de produtos químicos formulados para mitigar ou mesmo evitar que ocorram. A injeção destes produtos nas linhas de produção é controlada por válvulas de injeção química (CIV), que são instaladas para permitir o acesso do produto na linha de produção e realizar o controle do volume injetado no poço. Ao longo das linhas de injeção, os aditivos químicos estão sujeitos a variações de pressão e temperatura, efeitos de envelhecimento e contaminação, podendo provocar alterações nas características dos fluidos, e o risco de bloqueio destas linhas. O objetivo deste trabalho é investigar as possíveis causas do entupimento de quatro CIVs comerciais que apresentaram falhas de operação em campo e foram substituídas. Para isto, as válvulas foram testadas em alta pressão, desmontadas e, em seguida, remontadas para verificar o seu funcionamento após limpeza interna. Durante o desmembramento, foram coletados materiais sólidos e realizados testes de solubilidade para identificar a natureza química do material coletado. Os resultados indicaram a possibilidade de os materiais sólidos serem a causa das falhas, pois podem obstruir a passagem de fluido, comprometendo a funcionalidade delas. Todavia, os testes indicaram que as válvulas voltaram a operar após o procedimento detalhado de limpeza interna, sugerindo que a recuperação destes dispositivos é possível, tendo impacto na redução de custos operacionais para as empresas que utilizam os mecanismos de injeção