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Differenti metodologie per la modellazione geomeccanica nell’ambito dell’ingegneria di giacimento. Nell’ambito dell’industria petrolifera, è prassi comune adottare, in fase di studio del comportamento dinamico di un giacimento, forti semplifi cazioni per schematizzare l’aspetto geomeccanico del problema, considerato, in genere, marginale rispetto all’analisi fl uidodinamica. Tuttavia un’analisi rigorosa ed esaustiva dovrebbe essere in grado di simulare la risposta di una formazione mineralizzata combinando l’approccio dinamico, per l’analisi del moto dei fl uidi in un mezzo poroso, e l’approccio geomeccanico, per lo studio del comportamento deformativo dello scheletro della roccia. La letteratura tecnica propone differenti fi losofi e di analisi che considerano diversi livelli di interazione tra fenomeni geomeccanici e termodinamici: l’approccio disaccoppiato, l’approccio parzialmente accoppiato e i modelli totalmente accoppiati. Anche se, in pratica, l’interazione tra l’aspetto tensionale e termodinamico sussiste, con differenti gradi di importanza, in ogni formazione mineralizzata, è generalmente riconosciuta la necessità di ricorrere ad un approccio molto complesso, quale quello di tipo totalmente accoppiato, solo laddove l’interconnessione tra l’aspetto geomeccanico e quello fl uido-dinamico risulti preponderante (per esempio, nel caso di formazioni mineralizzate fortemente comprimibili o nel caso di stoccaggio in condizioni di sovrappressione). Nell’ambito dello stoccaggio di gas naturale in sotterraneo, garantire la sicurezza delle operazioni di stoccaggio equivale a garantire la tenuta della formazione sovrastante il giacimento durante tutti i cicli stagionali di iniezione ed estrazione del gas. Risulta, quindi, spesso necessario affrontare l’analisi della risposta del sistema ricorrendo sia ad un approccio di tipo fl uido-dinamico sia geomeccanico, che consente di prevedere anche la risposta tenso-deformativa del sistema alle ripetute sollecitazioni indotte dallo stoccaggio. Questa fi losofi a di analisi risulta necessaria specialmente in caso di stoccaggio di gas in acquifero o in altri sistemi non convenzionali. In questi casi l’esigenza di analisi più complesse e dettagliate è motivata sia da necessità puramente tecniche di ottimizzazione e di sicurezza delle operazioni di stoccaggio sia dai sempre più stringenti limiti di accettazione imposti dall’opinione pubblica.
Historically, much of reservoir simulation has accounted for rock mechanics only by simple use of a constant compressibility. In reality, in many reservoirs fl uid fl ow is intimately coupled with rock mechanics. Therefore, rigorous reservoir simulation should include simultaneous solution of multiphase fl ow and stresses, and account for the appropriate dependencies between these two processes. The technical literature shows several theoretic approaches to model reservoir behaviour considering different degrees of coupling between rock deformation and fl uid fl ow: from partially coupled to fully coupled methods. Even if these couplings physically exist to some extent in all reservoirs, the need for using more complex, fully coupled geomechanical modeling is generally acknowledged limited to the cases of compacting reservoirs or high-pressure injection operations. The rock stress-strain conditions must be assessed when conceiving gas storage in aquifers or in other potential new unconventional sites due both to their technical characteristics and to the increasing environmental and public acceptance constraints. Additionally, in the case of underground gas storage the system integrity includes the absence of leakage through the cap rocks over the entire life of the storage and under the alternate injection and withdrawal cycles and, therefore, often requires geomechanical studies.
Techniques pour la modélisation géomécanique en ingénierie des réservoirs. L’industrie du stockage souterrain du gaz naturel s’avantage principalement des connaissances achévées par la phase de E&P. En effet, son business n’est pas ci consistant pour justifi er le développement technologique nécessaire pour faire face aux problematiques qui la caractérisent. Historiquement, le facteur géomécanique a été consideré un aspect de secondaire importance et, par conséquence, les simulations de reservoir ont été conduites en utilisant une valeur constante de compressibilité de la roche. En réalité, en plusieurs de reservoir le fl uxe des fl uides est strictement lié au facteur méchanique de la roche . Par consequence, rigoureuses simulations de reservoir devraient considérer solutions simultanées de fl uxe et deformation, qui derivent d’un étude specifi que pour chaque reservoir sur le rapport entre les deux process. La literature technique montre un certain nombre de modèles de comportement du reservoir en considerant differents degrés de couplement entre la déformation de la roche et le fl uxe du fl uide: à partir de methodes partiellement couplées jusqu’à méthodes complètement couplées. L’utilisation de methodes complètement couplées est generalement reliée aux cas de compattation de reservoir ou en consequence d’operations d’iniection à haute pression. Dans le cas de stockage de gaz en nappes aquifères ou en autres nouveaux sites non conventionnels, les conditions de tension-déformation de la roche doivent etre defi nies, soit pour faire face à l’ aspect strictement technique soit dans le respect des lois pour la protection de l’environnement devenues de plus en plus astreintes. En plus, dans le cas de stockage souterrain de gaz naturel l’integrité du système comprend l’absence de fuites à travers la couverture imperméable pendant les cycles d’injection et de soutirage qui caracterisent la vie du stockage. L’evaluation de ces caracteristiques nécessite d’un étude géomécanique.
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