MÉTODO DE VOLUMES FINITOS MULTIESCALA PARA RESERVATÓRIOS HETEROGÊNEOS E ANISOTRÓPICOS

Abstract

Os métodos multiescala permitem obter de forma eficiente, resultados acurados para as equações de fluxo em reservatórios de petróleo muito heterogêneos, em  qualquer nível de escala. Um desafio para as metodologias multiescala existentes atualmente e, em particular, para o Método de Volumes Finitos Multiescala (MsFVM), consiste na modelagem do fluxo em reservatórios de petróleo muito anisotrópicos, tendo em vista que, neste método, as condições de contorno de localização são tais que apenas os fluxos tangenciais nas  interfaces dos blocos, na escala mais grossa, são considerados. Em casos mais extremos, com elevadas razões de anisotropia, o uso de condições de contorno reduzidas pode gerar campos de pressão não monótonos e campos de velocidade oscilatórios, não físicos, que implicam em grandes erros nos campos de saturação. No presente trabalho, apresentamos um Método dos Volumes Finitos Multiescala Iterativo (I-MsFVM) para resolver o problema elíptico que descreve a equação de pressão no escoamento bifásico óleo-água em reservatórios de petróleo heterogêneos e anisotrópicos. O processo iterativo é aplicado para obter-se convergência do campo de pressão, de forma a minimizar as inconsistências geradas pelo desacoplamento dos subdomínios na escala mais grossa. Adicionalmente, comparamos os resultados obtidos por dois Métodos de Volumes Finitos com Aproximação de Fluxo por Múltiplos Pontos (MPFA), o MPFA-O ou MPFA-TPS (Triangle Pressure Support) e o MPFA-FPS (Full Pressure Sup-port) que, em princípio, apresenta propriedades de monotonicidade melhoradas com respeito ao método MPFA-O. Para a solução do  problema de saturação utilizamos o Método de Pon-deração à Montante de Primeira Ordem (First Order Upwind Method - FOUM). A fim de avaliar as estratégias estudadas, apresentaremos alguns resultados comparando a acurácia e a sua robustez frente a alguns problemas benchmark encontrados na literatura.