Registro:
| Documento: | Tesis Doctoral |
| Título: | Modelado y simulación numérica de inestabilidades dinámicas en campos maduros |
| Título alternativo: | Modeling and numerical simulation of dynamic instabilities in mature fields |
| Autor: | Echebarrena, Nicolás |
| Editor: | Universidad de Buenos Aires. Facultad de Ciencias Exactas y Naturales |
| Filiación: | YPF Tecnología
|
| Publicación en la Web: | 2022-07-05 |
| Fecha de defensa: | 2021-03-11 |
| Fecha en portada: | 2021 |
| Grado Obtenido: | Doctorado |
| Título Obtenido: | Doctor de la Universidad de Buenos Aires en el área de Ciencias Físicas |
| Director: | Moreno, Gustavo Ariel |
| Director Asistente: | Mininni, Pablo Daniel |
| Consejero: | Mindlin, Gabriel Bernardo |
| Jurado: | Calzetta, Esteban Adolfo; Dvorkin, Eduardo; García Martínez, Pablo Luis |
| Idioma: | Español |
| Formato: | PDF |
| Handle: |
http://hdl.handle.net/20.500.12110/tesis_n7043_Echebarrena |
| PDF: | https://bibliotecadigital.exactas.uba.ar/download/tesis/tesis_n7043_Echebarrena.pdf |
| Registro: | https://bibliotecadigital.exactas.uba.ar/collection/tesis/document/tesis_n7043_Echebarrena |
| Ubicación: | Dep.FIS 007043 |
| Derechos de Acceso: | Esta obra puede ser leída, grabada y utilizada con fines de estudio, investigación y docencia. Es necesario el reconocimiento de autoría mediante la cita correspondiente. Echebarrena, Nicolás. (2021). Modelado y simulación numérica de inestabilidades dinámicas en campos maduros. (Tesis Doctoral. Universidad de Buenos Aires. Facultad de Ciencias Exactas y Naturales.). Recuperado de http://hdl.handle.net/20.500.12110/tesis_n7043_Echebarrena |
Resumen:
La producción de petróleo mediante inyección de agua es, en la actualidad, una de las técnicas más extendidas de extracción en reservorios de hidrocarburos líquidos. De hecho todos los campos de producción de hidrocarburos convencionales en algún momento de su vida útil requerirán un método de producción como el mencionado u otro que permita aumentar la presión del reservorio. Gracias a este tipo de técnicas es posible aumentar el tiempo de vida productiva en los yacimientos intervenidos y por lo tanto también los márgenes de ganancia económica de los mismos. Estos márgenes de ganancias son consecuencia de un aumento en el factor de recupero del yacimiento. Sin embargo, este tipo de operación generalmente da lugar a la aparición de canalizaciones entre los pozos inyectores de agua y los productores de petróleo. Una canalización se produce cuando el agua inyectada encuentra un canal de circulación preferencial dentro de la roca del yacimiento, dejando de barrer el petróleo remanente (de manera uniforme o pistón como sería el caso ideal). La causa física detrás de la formación de estos canales preferenciales es el fenómeno de digitación viscosa, y las inestabilidades dinámicas que se producen en el frente de avance del fluido. En general, una vez establecida una canalización entre pozos, es de muy difícil remediación y con baja probabilidad de éxito. Los costos asociados a los intentos de remediación o a la pérdida de volumen de reservorio explotado suelen ser muy altos y responsables de la pérdida de rentabilidad en la operación. También existen técnicas de EOR (del inglés Enhanced Oil Recovery) que tienen mejores probabilidades de éxito pero en estos casos ya se habla de un proceso de producción terciaria. Sin embargo, aún siendo un fenómeno de vital importancia para la industria explotadora de hidrocarburos, hoy en día se desconocen muchos aspectos fundamentales sobre el mismo. Con el objetivo de estudiar las inestabilidades dinámicas que dan origen a la digitación viscosa se desarrolló un código numérico que permite simular las ecuaciones de un fluido multifásico en un medio poroso bajo distintas condiciones y sobre dos geometrías distintas, una tipo canal y otra tipo “cuarto de cinco puntos”, la cual es una configuración típica de interés en la aplicación de recuperación secundaria. El código numérico fue paralelizado para poder ejecutarse en entornos multi-procesador con memoria compartida. Utilizando este código se realizaron distintas simulaciones con el fin de cuantificar las inestabilidades iniciales y precursores que dan lugar a la digitación viscosa. Para analizar los resultados se utilizó una técnica de descomposición en modos ortogonales empíricos (DOP, o descomposición ortogonal propia) con el objetivo de estudiar la dinámica y los tiempos y longitudes características del fenómeno. Se caracterizó la convergencia de la base empírica para reconstruir los campos simulados en función del número de modos usados, y se hallaron relaciones no triviales entre el error cometido en la reconstrucción y la cantidad y las longitudes de los “dedos” en la digitación viscosa. En particular, se observó que la reconstrucción utilizando una base empírica en los casos con digitación viscosa requiere menos modos que aquellas donde el mismo no se observa. También, que la descomposición en modos permite identificar precursores tempranos al fenómeno de digitación. El desarrollo de un código numérico para estudiar digitación viscosa en flujos multifases en YPF-Tecnología, y el uso de la descomposición ortogonal propia para identificar fenómenos relevantes en el proceso de digitación viscosa son las dos contribuciones centrales de esta tesis, complementadas por el posible uso a futuro de ambas técnicas para construir modelos reducidos para estudiar inestabilidades y la generación de canalizaciones.
Abstract:
Oil production by water injection is currently one of the most widespread extraction techniques in liquid hydrocarbon reservoirs. In fact, all of the conventional hydrocarbon production fields at some point of their life will require a production technique as the previously mentioned or another one which allows to raise the pressure in the reservoir. Thanks to this type of technique, it is possible to increase the productive life time in the intervened oil fields, and therefore also their economic profit margins. These margins are consequence of the increase in the recovery factor of the oil field. However, this type of operation can lead to the appearance of pipelines between the water injection wells and the oil producers. A channeling occurs when the injected water finds a preferential circulation channel within the reservoir rock, ceasing to sweep away the remaining oil (in a uniform way or piston in the ideal case). The physical cause behind the formation of these preferential channels is the phenomenon of viscous fingering, and the dynamic instabilities that occur in the advance of the fluid. In general, once a channeling between wells is established, it is very difficult to remediate, having a low probability of success. The costs associated with remediation attempts or the loss of volume of the exploited reservoir are usually very high, and responsible for the loss of profitability in the operation. There also exists EOR techniques (Enhanced Oil Recovery) which have higher probability of success, but in this case we are talking of a tertiary production process. However, despite being a phenomenon of vital importance for the hydrocarbon extraction industry, today many fundamental aspects of it are unknown. In order to study the dynamic instabilities that give rise to viscous fingering, a numerical code was developed that allows simulating the equations of a multiphase fluid in a porous medium under different conditions and on two different geometries, one of a channel and another of a “quarter five spot”, which is a typical configuration in the application of the secondary recovery. The numerical code was parallelized to run in multi-processor environments with shared memory. Using this code different simulations were carried out in order to quantify the initial and precursor instabilities that give rise to the viscous fingering. To analyze the results, a decomposition technique was used to project into empirical orthogonal modes (a POD or “proper orthogonal decomposition”) to study the dynamics and characteristic lengths and times of the phenomenon. The convergence of the empirical basis to reconstruct the simulated fields as a function of the number of modes used was characterized, and non-trivial relationships were found between the errors made in the reconstruction and the number and length of the fingers in the viscous fingering instability. In particular, it was observed that the reconstruction using an empirical basis in cases with viscous fingering requires fewer modes than those in which the phenomenon is not observed. We also found that the decomposition into modes allows us to identify early precursors to the fingering phenomenon. The development of a numerical code to study viscous fingering in multiphase flows for YPF-Tecnología, and the use of the proper orthogonal decomposition to identify relevant phenomena in the process of viscous fingering are the two central contributions of this thesis, complemented by the possible use in the future of both techniques to build reduced models to study instabilities and the generation of pipelines.
Citación:
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Echebarrena, Nicolás. (2021). Modelado y simulación numérica de inestabilidades dinámicas en campos maduros. (Tesis Doctoral. Universidad de Buenos Aires. Facultad de Ciencias Exactas y Naturales.). Recuperado de https://hdl.handle.net/20.500.12110/tesis_n7043_Echebarrena
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Echebarrena, Nicolás. "Modelado y simulación numérica de inestabilidades dinámicas en campos maduros". Tesis Doctoral, Universidad de Buenos Aires. Facultad de Ciencias Exactas y Naturales, 2021.https://hdl.handle.net/20.500.12110/tesis_n7043_Echebarrena
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