Simulação Composicional Utilizando o Método Multinível Via Formulação IMPEC

O escoamento multifásico de fluidos em reservatórios de petróleo muito heterogêneos e naturalmente fraturados, como os reservatórios carbonáticos (cársticos) do Pré-Sal brasileiro, é um processo bastante complexo com difícil modelagem computacional. Na indústria do petróleo, modelos geocelulares atuais podem apresentar informações petrofísicas em malhas da ordem de 108 ou 109 células. Porém, os simuladores de fluxo atuais, estão usualmente limitados a malhas da ordem de 106 ou 107 células. Este problema se agrava quando consideramos modelos composicionais mais complexos através de técnicas de Recuperação Avançada de Óleo (Enhanced Oil Recovery - EOR). o modelo composicional, fundamental na modelagem de fluxo em reservatórios do Pré-Sal brasileiro, exige a manipulação de uma grande quantidade de variáveis por célula computacional, o que torna a simulação custosa computacionalmente, justificando a necessidade do uso de métodos de transferência de escala (scale transfer methods). Na indústria do petróleo, o método de transferência de escala mais utilizado é o upscaling, que envolve a homogeneização das propriedades petrofísicas. o que, por vezes, leva à perda de informações importantes obtidas na modelagem geológica. Nesse contexto, nos últimos anos, foi desenvolvido o Método de Volumes Finitos Multiescala (MsFVM - Mustiscale Finite Volume Method), que utiliza operadores de transferência de escala calculados a partir das informações da malha fina, melhorando a acurácia em relação aos métodos upscaling. a fim de melhorar a acurácia da solução localmente, como, por exemplo, em regiões com alto gradiente de pressão, foram desenvolvidos os métodos multiníveis, como o Algebraic Dynamic Multilevel (ADM) e o Non-Uniform ADM (NUADM), que utilizam os operadores do método Multiescala adaptados à malha aninhada em vários níveis, mantendo regiões críticas na malha mais refinada. No presente trabalho implementamos, pela primeira vez na literatura, o método NU-ADM para a modelagem do escoamento composicional em reservatórios de petróleo 1-D. Assim, comparamos os nossos resultados com aqueles obtidos diretamente na malha fina a fim de analisar o método implementado a respeito de acurácia e custo computacional. Para solução do modelo, utilizamos a estratégia IMPEC (Implicit Pressure Explicit Composition), com o termo difusivo discretizado usando uma aproximação de fluxo por dois pontos (Two Point Flux Approximation - TPFA), e o método de ponderação à montante de primeira ordem (First Order Upwind Method - FOUM) para aproximar os termos advectivos. a partir de nossos resultados preliminares, verificamos que o NU-ADM é uma estratégia com excelente relação custo-benefício para a modelagem do escoamento de reservatórios muito heterogêneos.