UM MÉTODO DE VOLUMES FINITOS MPFA PARA A SIMULAÇÃO DE ESCOAMENTOS ÁGUA-ÓLEO EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO MUITO HETEROGÊNEOS UTILIZANDO O MODELO DE STOKES-BRINKMAN
Escoamento bifásico; MPFA – H; Reservatório carbonáticos; Stokes-Brinkman; Métodos dos volumes finitos.
Os reservatórios de petróleo carbonáticos (cársticos), tem atraído bastante atenção na indústria do petróleo. Pois, além de possuir a rocha matriz e as fraturas, esses reservatórios possuem cavidades, também conhecido como vugs, que possui formatos irregulares e pode variar de tamanho, desde de poucos centímetros até vários metros. Mediante isto, existem diferentes métodos que podem ser adotados para modelagem do escoamento no interior desses reservatórios. Uma dessas maneiras incluem conceitos de múltiplos contínuos, onde os vugs e as fraturas são tratados como meios porosos com permeabilidade elevada. Uma outra abordagem é baseada na formulação de Darcy-Stokes, na qual considera-se que o sistema consiste no escoamento livre nos vugs e nas fraturas. A grande complicação é aproximar a Lei de Darcy com a equação de Stokes para simular o escoamento em ambos os domínios. Com a melhoria das técnicas de simulação e caracterização dos reservatórios, e do aumento do poder computacional, a modelagem e simulação numérica do escoamento em reservatórios de petróleo naturalmente fraturados tem se tornado mais comuns. Portanto, o desafio é realizar a modelagem e simulação numérica de forma acurada para o escoamento bifásico no meio poroso heterogêneo. Para isto, será utilizada o método de volumes finitos do tipo MPFA – H e a equação de Stokes-Brinkman (S-B), que traz uma abordagem unificada, evitando a modelagem explícita, o que torna o processo matemático e numérico relativamente simples.