A fast IMPES multiphase flow solver in porous media for reservoir simulation

Redondo Calle, Carlos (2017). A fast IMPES multiphase flow solver in porous media for reservoir simulation. Thesis (Doctoral), E.T.S. de Ingeniería Aeronáutica y del Espacio (UPM). https://doi.org/10.20868/UPM.thesis.47132.

Description

Title: A fast IMPES multiphase flow solver in porous media for reservoir simulation
Author/s:
  • Redondo Calle, Carlos
Contributor/s:
  • Valero Sánchez, Eusebio
  • Rubio Calzado, Gonzalo
Item Type: Thesis (Doctoral)
Date: June 2017
Subjects:
Freetext Keywords: Medio poroso, flujo multifásico, simulación de yacimientos, IMPES, métodos iterativos = Porous media, multiphase flow, reservoir simulation, IMPES, iterative methods
Faculty: E.T.S. de Ingeniería Aeronáutica y del Espacio (UPM)
Department: Matemática Aplicada a la Ingeniería Aeroespacial
Creative Commons Licenses: Recognition - No derivative works - Non commercial

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Abstract

En esta tesis se propone una nueva metodología para resolver, de forma eficiente, el flujo multifásico en medio poroso para la región próxima a las perforaciones en yacimientos de hidrocarburos (near–wellbore). En este trabajo se presentan los modelos matemáticos, los métodos numéricos y detalles prácticos de la implementación para un simulador 2D. Los métodos descritos en esta tesis han servido como base para un simulador 3D industrial, por lo tanto, los principales esfuerzos se han dedicado a la validación de los nuevos modelos para garantizar la estabilidad y la robustez del método sin que la eficiencia se vea afectada. La discretización numérica está basada en el método IMPES (Implicit Pressure Explicit Saturation), en el cual, el problema asociado a la presión se trata de forma implícita mientras que el problema asociado a la saturación se resuelve de forma explícita. La mayoría de códigos presentes en la literatura utilizan métodos totalmente implícitos o Fully Implicit Methods (FIM) para la simulación de yacimientos. Estos métodos no son, en general, apropiados para la región cercana al pozo donde se necesitan pasos temporales más reducidos. En esta región se usan modelos paramétricos basados en datos históricos. Estos métodos presentan incertidumbres que pueden afectar de forma significativa a la estimación de la distribución de presión. Por consiguiente, es necesario un método para simular de forma precisa y eficiente el flujo en esta región. En esta tesis se presenta una implementación novedosa del esquema IMPES. Se reduce el coste computacional asociado a las ecuaciones de presión (parte implícita) y se mantiene la estabilidad del esquema. El método se aprovecha de los pasos temporales reducidos, impuestos por la ecuación de saturación, para actualizar el campo de presión por el coste numérico de una iteración explícita utilizanto un método iterativo. La discretización propuesta se ha validado con con experimentos numéricos en una, dos y tres dimensiones. Se demuestra, además, que el método propuesto reduce en un orden de magnitud el tiempo computacional de las implementaciones clásicas del IMPES y mejora, en numerosos escenarios, el rendimiento de los métodos implícitos. ABSTRACT In this thesis, a methodology to efficiently solve the multiphase flow through a porous media in the near wellbore region is presented. The mathematical models, the numerical methods and practical implementation details for a functional 2D solver are presented. The methods described in this thesis are the base of an industrial 3D code. Thus, many efforts have been made to validate all the new models to guarantee robustness and stability in the solution without penalising the efficiency. The numerical discretisation is based on the IMplicit Pressure Explicit Saturation (IMPES) approach. While most of the works in the literature rely on Fully Implicit Methods (FIM) to simulate the reservoir scale, this is not suited, in general, for the near wellbore region, where smaller computational and physical times are required, therefore parametric history matching models are preferred to solve this region. However, parametric models present several uncertainties that can affect significantly the estimation of the pressure drop. An accurate and fast simulation of that region is therefore required. Here, a novel and robust implementation of the IMPES scheme is presented, aiming to reduce the large computational cost of the (implicit) pressure equations and to increase the robustness and reliability of the scheme. The method takes advantage of the short physical time steps between iterations, imposed by the explicit saturation solver, to produce a new pressure field at the numerical cost of an explicit scheme using an iterative solver. One, two and three-dimensional numerical experiments are carried out to show the validity of the proposed discretisation. It is shown that the cost of the method is reduced an order of magnitude when compared to the classical IMPES, which outperforms, in a lot of scenarios, the state of the art of current implicit methods.

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Item ID: 47132
DC Identifier: http://oa.upm.es/47132/
OAI Identifier: oai:oa.upm.es:47132
DOI: 10.20868/UPM.thesis.47132
Deposited by: Archivo Digital UPM 2
Deposited on: 11 Jul 2017 06:27
Last Modified: 11 Jan 2018 23:30
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