Tese: Simulador de Rede para Escoamento Bifasico em Capilares com Constrição
Aluno(a) : Martha Salles FrançaOrientador(a): Márcio Carvalho
Área de Concentração: Petróleo e Energia
Data: 08/11/2017
Link para tese/dissertação: http://doi.org/10.17771/PUCRio.acad.32789
Resumo: A compreensão dos mecanismos e fenômenos de transporte relacionadosao fluxo multifásico em meios porosos é de grande relevância paradiversas aplicações práticas como captura e sequestro de dióxido de carbono,transporte em células de combustível e recuperação avançada de reservatóriosde hidrocarbonetos. A geometria do espaço poroso e as interaçõesdos fluidos com sua parte sólida determinam propriedades macroscópicascomo porosidade, permeabilidades relativas e pressão capilar. Porém, a visãoem escala microscópica fornece uma melhor descrição e entendimento dosprocessos físicos e químicos do escoamento de fluidos no espaço poroso. Nestetrabalho desenvolvemos um simulador de rede de poros para análise do escoamentobifásico de fluidos imiscíveis tanto para o processo de drenagemquanto para o de embebição. O modelo de rede 240×40 tem capilares comraios médios na ordem de 52.35 m com constrição. Os padrões de escoamento e eficiências de deslocamento foram obtidos para diferentes razões de viscosidade e números de capilaridade. Os resultados encontrados, considerando deslocamento pistão, foram similares a de experimentos realizadospreviamente, injetando água no meio saturado de óleo. Na drenagem, a saturação residual de óleo cai com o aumento do número de capilaridade. O padrão de escoamento observado é de fingerings viscosos e, a frente de deslocamento torna-se mais estável com o aumento da razão de viscosidade. Na embebição, para números de capilaridade mais baixos, o escoamento foidominado por fingers capilares. Para números de capilaridade altos, fingers viscosos foram predominantes e, com o aumento da razão de viscosidade, a frente apresentou maior estabilidade.