Porous Media Simulation Methods
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1. Medida teórico-experimental da condutividade de meios porosos usando o método de Boltzmann
The hydraulic conductivity is a soil parameter very important to environmental purposes including solute transport and water balance studies. For simulation and planning such parameter has been related to soil physical attributes as easily available as density and texture. With the aim of evaluating experimental and computational conductivities (K) of porous
Publicado em: 2010
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2. Simulação numérica do escoamento bifásico em meios porosos heterogêneos empregando uma formulação semi-implícita, imitadores de fluxo e o método dos volumes finitos / Numerical simulation of two-phase flow in heterogeneous porous media applying a semi-implicit formulation, flux limiter and finite volume method
A new numerical method is proposed for the solution of two-phase flow problem in petroleum reservoirs. The two-phase (water and oil) flow problem is governed by a pressure-velocity equation coupled to a saturation equation. For computational eficiency an operator spliting technique is used; distinct time steps can be used for the computation of transport and
Publicado em: 2009
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3. Central schemes for porous media flows
We are concerned with central differencing schemes for solving scalar hyperbolic conservation laws arising in the simulation of multiphase flows in heterogeneous porous media. We compare the Kurganov-Tadmor (KT) [3] semi-discrete central scheme with the Nessyahu-Tadmor (NT) [27] central scheme. The KT scheme uses more precise information about the local spee
Computational & Applied Mathematics. Publicado em: 2009
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4. Estudo de metodo para avaliação de incerteza na simulação de fluxo em meios porosos / Study of method for uncertainty assessment in flow through porous media
A área de estudos tem aproximadamente 10300 m2 e substrato caracterizado por aterro argilo-arenoso com presença de entulhos sobreposto a sedimentos não litificados, ora mais argilosos, ora predominantemente arenosos. Foi identificado aquífero livre com fluxo de sul para norte, governado por gradiente hidráulico de 1%. O trabalho realizado busca aplicar
Publicado em: 2009
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5. A new algorithm, of course parallelization, for the calculation of equivalent permeabilities in reservoirs / Um novo algoritmo, naturalmente paralelizável, para o cálculo de permeabilidades equivalentes em reservatórios
A new numerical method is proposed for the permeabilities upscaling take into consideration periodic boundary conditions. This method combines domain decomposition with mixed finite elements in discretization of the local problem of pressure-velocity necessary to meet the equivalent permeabilities.
Publicado em: 2008
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6. Uma nova abordagem numérica para a injeção de traçadores em reservatórios de petróleo / A new numerical approach for the injection of tracers in petroleum reservoirs
The injection of tracers are used in the investigation of ows in heterogeneous porous media, in studies related to the simulation of miscible dispacements in petroleum reservoirs and the dispersion of contaminants in aquifers. In this work we present new algorithms for the numerical approximation of tracer injection problems. We discuss recent developments o
Publicado em: 2008
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7. Métodos numéricos euleriano-lagrangeanos para leis de conservação / Eulerian-lagrangina numeric methods for conservation laws
Este trabalho apresenta uma família de novos métodos numéricos euleriano-lagrangeanos localmente conservativos para leis de conservação hiperbólicas escalares. Estes métodos não utilizam soluções analíticas de problemas de Riemann e são bastante precisos na captura de saltos nas soluções. Estes métodos foram introduzidos, implementados computa
Publicado em: 2008
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8. Computational modeling of two and three-phase flow in heterogeneous petroleum reservoirs / Modelagem computacional de escoamentos com duas e três fases em reservatórios petrolíferos heterogêneos
Considera-se neste trabalho um modelo matemático para escoamentos com duas e três fases em reservatórios petrolíferos e a modelagem computacional do sistema de equações governantes para a sua solução numérica. Os fluidos são imiscíveis e incompressíveis e as heterogeneidades da rocha reservatório são modeladas estocasticamente. Além disso, é
Publicado em: 2008
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9. Tecnicas de pos-processamento na simulação de fluxos monofasicos em meios porosos / Post-processing techniques in simulation of flow in porous media
Em muitas situações na modelagem de problemas aplicados, o que se deseja de uma solução da Equação Diferencial Parcial que descreve o modelo, não é a própria solução e sim alguma quantidade de interesse. De forma geral, estas quantidades de interesse são caracterizadas por funcionais lineares limitados no espaço de funções que contém as solu�
Publicado em: 2008
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10. Simulação do escoamento miscível decorrente da injeção de ácido em um meio poroso com dissolução parcial do meio / Flow simulation of the acid injection in porous media with partial dissolution of the porous media
Formulamos um modelo simplificado para o estudo do processo de injeção de solvente em reservatórios de petróleo, onde o fluido injetado (um ácido) tem a capacidade de dissolver parcialmente a matriz sólida. Como hipóteses principais, consideramos que o solvente e o soluto (componente químico que constitui o meio poroso) são espécies totalmente misc
Publicado em: 2007
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11. Computational modeling and simulation of three-phase flows in heterogeneous petroleum reservoirs / Modelagem e simulação computacional de escoamentos trifásicos em reservatórios de petróleo heterogêneos
Neste trabalho é apresentado um novo método acurado com passo de tempo fracionário, baseado em uma técnica de decomposição de operadores, para a solução numérica de um sistema governante de equações diferenciais parciais que modela escoamento trifásico água-gás-óleo imiscível em reservatórios de petróleo heterogêneos no qual os efeitos de
Publicado em: 2007
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12. Injection of the tracers in petroleum reservoir: multiscale modeling and numerical simulation / Injeção de traçadores em reservatórios de petróleo: modelagem multi-escala e simulação numérica
The spatial variations in porous media (aquifers and petroleum reservoirs) occur at all length scales (from the pore scale to the reservoir scale) and are incorporated in the governing equations for multiphase flow problems on the basis of random fields (geostatistical models). As a consequence, the velocity field is a random function of space. The randomnes
Publicado em: 2006