Orientadores: Denis Jose Schiozer, Celio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T07:35:35Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Becerra_GustavoGabriel_M.pdf: 16760750 bytes, checksum: 0609c24d13d46b9121f71356ce9d42a1 (MD5) Previous issue date: 2007 / Resumo: A escassez de informações de qualidade introduz risco ao processo de previsão da produção de petróleo tornando imprescindível o ajuste de histórico de produção, que é a calibração do modelo a partir da resposta produtiva registrada. O ajuste é um problema inverso, em que diferentes combinações dos valores dos parâmetros do reservatório podem conduzir a respostas aceitáveis, especialmente quando o grau de incerteza desses parâmetros é elevado. A integração do ajuste de histórico com a análise probabilística dos cenários representativos conduz à obtenção de uma metodologia para detecção dos modelos calibrados dentro de uma faixa de aceitaçãodefinida. O tratamento de atributos interdependentes de influência global e local e o avanço por etapas são necessários. Desta forma, o objetivo deste trabalho é apresentar uma metodologia que integra a análise de incertezas com o ajuste de histórico em modelos de reservatórios complexos. Este procedimento auxilia a detectar os atributos incertos críticos e sua possível variação com o intuito de estimar a faixa representativa das reservas a desenvolver. Não é alvo obter o melhor ajuste determinístico, mas refletir como o histórico possibilita uma mitigação das incertezas. Assim, a meta é usar modelos mais complexos e aprimorar a metodologia iniciada por Moura Filho (2006), desenvolvida para um modelo teórico simples. São utilizados dois casos de estudo de complexidade similar. Um deles referente ao reservatório do Campo de Namorado, utilizado para verificar e validar, em nível global, a aplicação da metodologia. Na etapa de aplicação, é usado um modelo sintético construído a partir de dados de afloramentos reais no Brasil e compreendendo informações de campos análogos com sistemas turbidíticos depositados em águas profundas. Os métodos aplicados, mediante a redefinição das probabilidades associadas e níveis dos atributos incertos, permitem: (1) reduzir a faixa de ajustes possíveis e obter modelos mais confiáveis; (2) identificar e condicionar à incerteza presente em função dos dados registrados; (3) diminuir os intervalos de incerteza dos parâmetros críticos identificados; (4) demarcar os limites seguros do desempenho futuro do reservatório. A conseqüência é um aumento da confiança no uso da simulação como ferramenta auxiliar do processo decisório. Além disso, procura-se fornecer à equipe multidisciplinar uma metodologia para reduzir o tempo empregado no gerenciamento de múltiplos atributos incertos na etapa de ajuste do modelo. / Abstract: The lack of reliable data or with high degree of uncertainty yields risk to the process of production prediction making the history matching, the model calibration from the registered field production indispensable. History matching is an inverse problem and, in general, different combinations of reservoir attributes can lead acceptable solutions, especially whit high degree of uncertainty of these attributes. The integration of history matching with a probabilistic analysis of representative models yields a way to detect matched models inside an acceptance interval, providing more efficient framework for predictions. It is necessary to consider dependences between global and local attributes. The scope of this work is to present a methodology that integrates the uncertainty analysis with the history matching process in complex models. This procedure helps to detect critical subsurface attributes and their possible variation, in order to estimate a representative range of the additional reserves to be developed. . It is not an objective to obtain the best deterministic model, but to mitigate uncertainties by using observed data. The objective is to improve the methodology initiated by Moura Filho (2006), applied to a simple model. The methodology presented in this work is applied in two study cases with similar complexity. Firstly, the methodology is verified and validated, on global scale, in Namorado Field. Then, at the application stage, it is chosen a synthetic reservoir model made from real outcrop data of Brazil and involving information from analog fields with turbiditic systems deposited in deep waters. The methodology allows the redefinition of the probability and levels of the dynamic and static attributes in order: (1) to reduce the group of possible history matching obtaining more realistic models; (2) to identify the existent uncertainty as a function of observed data; (3) to decrease the uncertainty range of critical reservoir parameters; (4) to increase the confidence in production forecast. One contribution of this work is to present a quantitative approach to increase the reliability on the use of reservoir simulation as an auxiliary tool in decision processes. Another purpose of this work is to provide a procedure to reduce the consumed time to handle multiples uncertainty attributes during the history matching. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T11:42:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Moreira_RichardDouglasRibeiro_M.pdf: 5216671 bytes, checksum: f2bb159b2f1d91175972a75a6c43e44c (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: A injeção de vapor auxiliada por drenagem gravitacional em poço único, denominada SWSAGD (Single Well Steam Assisted Gravity Drainage), é um processo de recuperação terciária desenvolvido com um único poço horizontal. Foram estudadas diversas estratégias, através de simulação numérica, visando a aplicação desta técnica com dados pertinentes a um campo da bacia do Espírito Santo. As estratégias têm diferentes opções como a injeção cíclica prévia e a colocação de obturadores no poço produtor. O desempenho do processo de recuperação para as diferentes estratégias é comparado sempre com aquele obtido para o processo do Dual Well - SAGD para as mesmas condições. São feitas também comparações com a produção primária por poço horizontal e entre as diversas estratégias geradas. A influência de alguns parâmetros - comprimento e posição entre poços, zona de injeção e produção - são apresentados. Com todas estas estratégias de melhoria para o processo SW-SAGD, alcança-se um processo com recuperação maior que os resultados decorrentes do SAGD tradicional com dois poços. / Abstract: The Single Well Steam Assisted Gravity Drainage (SW-SAGD) is a tertiary recovery process developed with an single horizontal well. The objective of this research is to study, with numerical simulation, the application of the SW-SAGD technique to a field dates located in the Espírito Santo Basin. Several strategies were studied for this process using previous cyclic injection and packers. The strategies improved the horizontal well production and enhanced the oil recovery. Comparisons are made along the study between the performance of oil recovery for the developed strategies and the performance of the DW-SAGD at the same operating and field conditions. Comparisons with the primary recovery using horizontal wells and between the strategies were used to improve and choose the best options. The influence of some parameters - length and position between wells, injection and production zones - are presented. As a result of all the improvement, a new strategy for the SW-SAGD process is reached, providing an oil recovery higher than from the DW-SAGD. / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-04T17:38:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Magalhaes_TassoCordeiroBenevidesde_M.pdf: 3378169 bytes, checksum: 1fce57c554e09b19fe2b8796625d7f8b (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: Estratégias de produção para campos petrolíferos são escolhidas com o objetivo de obter o melhor desempenho possível dos reservatórios, considerando restrições físicas, operacionais e econômicas. Em vários trabalhos publicados sobre otimização das estratégias de produção considera-se apenas o reservatório, simplificando o processo de definição por não considerar as restrições operacionais das facilidades de produção. Entretanto, as restrições da unidade de processamento e dos equipamentos necessários para o escoamento do petróleo, não só influenciam a produtividade do reservatório e o retorno financeiro do empreendimento, como também podem causar impacto significativo na definição da estratégia de drenagem, influenciando a quantidade e localização de poços produtores e injetores e no gerenciamento das condições de operação. No presente trabalho, duas restrições operacionais são analisadas: a limitação da capacidade de tratamento de líquidos da unidade de produção e a quantidade gás no sistema de elevação, gas-lift. Foram otimizadas estratégias de produção com e sem tais restrições para alguns casos e várias diferenças puderam ser observadas nos valores de indicadores técnicos e financeiros, como valor presente líquido, produção e injeção de fluidos e a quantidade e posicionamento de poços produtores e injetores. Foi possível demonstrar a influência das restrições operacionais e que se as mesmas não forem incluídas no processo de otimização antes da definição da quantidade e posição dos poços, o desempenho do campo pode ser prejudicado / Abstract: Production strategies for petroleum fields are chosen with the objective of achieving the best possible performance of the reservoir, considering physical, operational and economical constraints. In many published papers regarding production strategy optimization, only the reservoir is considered, simplifying the analysis process by not considering the operational constraints of production facilities. However, the restrictions of a production unit and the necessary equipments to guarantee the flow of petroleum not only have influence on the reservoir production and on the enterprise profits, but can also cause significant impact on the definition of the drainage strategy, influencing the number and location of producer and injector wells and the operational conditions management. In this work, two operational constraints are analyzed: the limitation of the capacity for liquid treatment and the amount of available gas for gas-lift operation. Production strategies were optimized with and without these restrictions for some case-studies and many differences were noted in the value of technical and financial indicators, such as the net present value, the production and injection of fluids and the number and location of producer and injector wells. It was possible to demonstrate the influence of operational constraints and how their exclusion from the optimization process, before definition of the number and location of wells, can lead to a wrong assessment of the field performance / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisa / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-28T00:16:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MercadoSierra_DianaPatricia_D.pdf: 5821830 bytes, checksum: 86d0611dd821cb67544d7463dfed3a39 (MD5) Previous issue date: 2015 / Resumo: A combustão in-situ é um processo multiescala, multifísico que envolve simultaneamente o escoamento de fluidos no meio poroso, o equilíbrio de fases e a cinética das reações químicas. A simulação desse processo tem alcançado um elevado grau de desenvolvimento, no entanto, mecanismos básicos ainda são representados de maneira incompleta, impondo inúmeros desafios na modelagem. A dificuldade de modelar fenômenos relacionados com a combustão tem a ver com a representação do efeito da frente de combustão e a modelagem do consumo de combustível. Na combustão in-situ as reações químicas acontecem em uma zona delgada de menos de um metro de espessura, que é pequena quando comparada com a escala do reservatório de centenas ou milhares de metros. Na simulação na escala de campo, o uso de células de tamanho maior do que a zona de reação leva a erros na distribuição da temperatura. Consequentemente, a velocidade das reações não pode ser bem representada. De outro lado, os simuladores não permitem controlar a ocorrência das reações a partir da energia de ativação. Como resultado, o início das reações se torna independente da temperatura. O objetivo desta tese é desenvolver um modelo pseudocinético para a simulação numérica da combustão in-situ na escala de campo. Com o modelo pseudocinético pretende-se representar os fenômenos na zona de combustão, reduzindo o efeito do tamanho de célula. O trabalho foi desenvolvido em etapas. Primeiro foram estabelecidas as condições que o simulador deveria atender e definida a estratégia de abordagem, que foi a de desenvolver um modelo pseudocinético. Depois foi definida a metodologia de obtenção do modelo pseudocinético. Após o modelo pseudocinético concluído, este foi utilizado para a simulação de um campo de óleo pesado brasileiro submetido à combustão in-situ. O modelo pseudocinético proposto consiste em expressar a energia de ativação das reações em função da temperatura. Através do modelo, é possível restringir a ocorrência da reação de craqueamento, de modo que o início da formação do coque aconteça somente para temperaturas acima dos valores observados na zona de craqueamento. Note-se que neste cenário a quantidade de coque depositado pode ser modelada usando a reação de craqueamento, o que se constitui numa das principais contribuições do trabalho. O modelo permite manter a dependência da taxa de reação com a temperatura mediante o uso de valores de energia de ativação apropriados. Além disso, consegue-se reduzir o efeito da distribuição de temperatura mediante o controle da taxa de reação em função dos valores médios de temperatura observados nas células do modelo de simulação na escala de campo. Na simulação do piloto de combustão in-situ, o modelo pseudocinético foi obtido do ajuste progressivo dos parâmetros cinéticos das reações químicas, partindo da simulação do processo na escala de laboratório até a escala de campo. Os dados experimentais utilizados na simulação na escala de laboratório foram obtidos de um ensaio em tubo de combustão seca realizado no Laboratório de Métodos Térmicos de Recuperação do Departamento de Energia da UNICAMP. O fluido utilizado foi um óleo pesado de 15,3 °API proveniente da Bacia do Espírito Santo / Abstract: The in-situ combustion is a multi-scale, multi-physics process, involving fluid flow in porous media, thermodynamic equilibrium of the phases involved and chemical kinetics of reactions. The simulation of this process has achieved a high degree of development, however basic mechanisms are still represented incompletely, imposing numerous challenges in modeling. The issues in the combustion modeling are related with the representation of the combustion front effect and the fuel consumption modeling. Chemical reactions of the in-situ combustion process take place in a thin zone of less than a meter thick, which is small compared to the field scale of hundreds or thousands of meters. Numerical simulations at the field scale typically use grid blocks that are at least two orders of magnitude greater than that. Such divergence leads to improper representations of key aspects of the process, as the temperature distribution and the reaction kinetics. In accordance with that the reaction occurrence is not controlled by the activation energy in the simulation models. The major shortcome is on fuel deposition, a key issue in in-situ combustion, which will happen from the start, since the cracking reaction may proceed even at reservoir temperature. The objective of this thesis is to develop a new pseudokinetic model for field-scale simulation of in-situ combustion. With the pseudokinetic model meant to improve the representation of the combustion zone effects reducing the gridblock size effect. The work was carried out in stages. First establishes the conditions that the simulator should meet and defined the strategy to develop a pseudokinetic model. Then a methodology was defined for obtaining the pseudokinetic model. After the pseudokinetic model is completed, it is applied to the in-situ combustion modeling of a Brazilian heavy oil field. The models pursue the idea of making the activation energy a function of the grid block temperature. The model allows restricting the cracking reaction occurrence by the temperature, so that the beginning of the coke deposition occurs at temperatures greater than the temperature observed in the cracking zone. Note that in this scenario the cracking reaction can be used to represent the coke deposition, which constitutes one of the main contributions of this work. The model allows maintaining the dependence of reaction rate with temperature through the use of appropriate activation energy values. Furthermore, the model reduces the temperature distribution effect by controlling the reaction rate based on average temperature values observed in the field simulation model. In the simulation of the in-situ combustion pilot, the pseudokinetic model was obtained from the progressive tuning of the kinetic parameters of chemical reactions, based on the simulation of the process from the laboratory to field scale. The experimental data used in the laboratory scale simulation were obtained from a dry combustion tube test carried out at the Thermal Recovery Methods Laboratory of the Energy Department at UNICAMP. The fluid used was a 15.3 ° API heavy oil from the Espírito Santo Basin / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-15T12:53:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Hayashi_SuzanaHisakoDeguchi_M.pdf: 16467779 bytes, checksum: 4345ae4f5ff27ff7cee4722d4b305f55 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: O risco é inerente às várias fases da vida de um campo de petróleo, devido às incertezas, geológicas, econômicas e tecnológicas que influenciam o valor de um projeto. A aquisição de informações e a adição de flexibilidade na implantação de um projeto são os principais processos que permitem a mitigação dos riscos associados. O conceito de Valor da Informação (VDI) permite medir quantitativamente os benefícios resultantes da aquisição adicional de dados, que permite definir o projeto de desenvolvimento com mais precisão, podendo trazer modificações significativas em relação à concepção inicial (projeto conceitual). O conceito de Valor de Flexibilização (VDF) permite medir os benefícios de adicionar flexibilidade, por exemplo, no cronograma de implantação de um projeto, com o objetivo de possibilitar um melhor gerenciamento de reservatórios frente aos possíveis cenários. Os conceitos de VDI e VDF são usados neste trabalho para determinar o valor de adquirir novas informações para o projeto, considerando um atraso no cronograma causado pela flexibilização do momento de definição e aprovação do projeto básico. Uma técnica baseada nos Modelos Geológicos Representativos (MOR} e nas árvores de decisão é aplicada no processo de análise de decisão. Os resultados deste trabalho mostram que a metodologia proposta neste trabalho é aplicável em modelos de grande porte. Outras conclusões são que a relevância da aquisição de informações aumenta em cenários de preço de óleo mais baixo e que é importante analisar a redução de risco como variável adicional ao retomo financeiro no processo de decisão como o analisado neste trabalho / Abstract: The risk is inherent to several phases of a petroleum field development due to geological, economic and technological uncertainties, which influence the value of a project. The acquisition, of additional information and flexibility in the implementation, of a project are the main processes, which permit risk mitigation. The concept of Value of Information (VoI) permits to measure quantitatively the benefits of the new information that yield more accuracy in the definition of the development project and it can bring important modifications in comparison with the initial conception of the project. The concept of Value of Flexibility (VoF) allows measuring the benefits of flexibility in the implementation of a project yielding better reservoir management. The concepts of VoI and VoF are used in this work to determine the value of new information in a project, considering a delay in the schedule caused by the flexibility in the moment of definition and approval of the final project. A decision tree technique, associated to Geological Representative Models (GRM), is applied in the process of the quantification of the value of information and flexibility. Based on the results of this work, it is possible to conclude that: the methodology is useful for large fields; the relevance of information acquisition increases in low prices scenarios and; if is important to analyze risk mitigation in addition to financial gain in decision making processes like the one studied in this work / Mestrado / Engenharia de Petroleo / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

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 miscíveis, a viscosidade da mistura solvente + soluto não varia com a concentração de soluto, há significativa transferência de massa entre as fases e a permeabilidade do meio poroso varia linearmente com a porosidade. O modelo é formado por duas Equações Diferenciais Parciais, uma do tipo Convecção-Difusão a outra é do tipo Convecção-Reação. Para resolução numérica, desenvolvemos uma metodologia que denominamos de EPEC (Explícita Porosidade e Explícita Concentração). Tal metodologia se baseia em um limitador de fluxo do tipo TVD e em diferenças finitas centradas de segunda ordem. Em adição, o EPEC emprega uma técnica de separação de operadores. Deste modo, em cada passo de tempo, realizamos inicialmente o cálculo explícito da porosidade seguido do cálculo explícito da concentração do solvente. Assim, obtemos um desacoplamento natural das equações que descrevem o problema. Resultados de simulações são apresentados para um meio poroso bidimensional, após sessenta dias de injeção de solvente. / We formulate a simplified Model to study the process of solvent injection in petroleum Reservoir, where the injected fluid (an acid) can partially dissolve a solid matrix. As prime hypotheses, we considered that solvent an soluble component are completely mixed, the viscosity of the fluid does not vary with the concentration of the soluble component, theres significant transfer of mass between the parts and, the permeability of media porous changes linearly with porosity. The model is formed by two Partial Differential Equation, one is convection-diffusion type and another is a convection-reaction type. The Numerical Resolution weve developed a method called EPEC (Explicit Porosity Explicit Concentration). Such methodology is based upon a Limiting of Flow of TVD type and, used Centered Finite Differences of second order. In addition, the EPEC use a operators separation technique. This way, every time, first we clearly calculate the porosity and then the concentration of solvent is calculated. Thus we obtain a natural decoupling of the equations that describe the problem. Simulation results are presented to a two dimensional media porous after sixty days of solvent injection.

Neste trabalho apresentamos um esquema numérico para a simulação computacional de escoamentos bifásicos, água-óleo, em reservatórios de petróleo. O modelo matemático consiste em um sistema de equações diferenciais parciais não-linear nas incógnitas velocidade, pressão e saturação. Uma quebra de operadores a dois níveis possibilita uma maior eficiência ao método permitindo que a velocidade, fornecida pelo problema de velocidade-pressão, seja atualizada somente para determinados intervalos de tempo associados ao problema de transporte advectivo-difusivo em termos da saturação. O método dos volumes finitos é empregado na resolução numérica do problema de velocidade-pressão e do transporte de massa por advecção e difusão. Na solução do problema de transporte de massa utilizamos limitadores de fluxo na aproximação dos termos advectivos e diferenças centradas para os termos difusivos. O nosso simulador foi validado a partir de confrontações dos seus resultados com as soluções teóricas conhecidas para os problemas unidimensionais, equações de Burgers e de Buckley-Leverett, e com outros resultados numéricos em se tratando do escoamento bifásico água-óleo bidimensional em meios porosos heterogêneos. / 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 pressure-velocity problems. The finite volume method is used in the numerical solution of the velocity-pressure and mass transport problems. A flux limiter is used for the numerical discretization of the advective terms while centered schemes are employed for the diffusion terms in the mass transport problem. In the validation of our numerical method we compared numerical and theoretical solutions for one dimensional problems, Burgers and Buckley-Leverett equations, and compared our numerical results to others, in the case of oil-water flows in two dimensions for an heterogeneous porous media.

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / Neste trabalho é apresentado um novo procedimento numérico para o upscaling de permeabilidade utilizando condições de contorno periódicas. Este procedimento combina decomposição de domínio com elementos finitos mistos na discretização do problema local de pressão-velocidade necessário para se encontrar as permeabilidades equivalentes. / 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.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / O desenvolvimento de software livre de Jacobiana para a resolução de problemas formulados por equações diferenciais parciais não-lineares é de interesse crescente para simular processos práticos de engenharia. Este trabalho utiliza o chamado algoritmo espectral livre de derivada para equações não-lineares na simulação de fluxos em meios porosos. O modelo aqui considerado é aquele empregado para descrever o deslocamento do fluido compressível miscível em meios porosos com fontes e sumidouros, onde a densidade da mistura de fluidos varia exponencialmente com a pressão. O algoritmo espectral utilizado é um método moderno para a solução de sistemas não-lineares de grande porte, o que não resolve sistemas lineares, nem usa qualquer informação explícita associados com a matriz Jacobiana, sendo uma abordagem livre de Jacobiana. Problemas bidimensionais são apresentados, juntamente com os resultados numéricos comparando o algoritmo espectral com um método de Newton inexato livre de Jacobiana. Os resultados deste trabalho mostram que este algoritmo espectral moderno é um método confiável e eficiente para a simulação de escoamentos compressíveis em meios porosos. / The development of Jacobian-free software for solving problems formulated by nonlinear partial differential equations is of increasing interest to simulate practical engineering processes. This work uses the so-called derivative-free spectral algorithm for nonlinear equations in the simulation of flows in porous media. The model considered here is the one employed to describe the displacement of miscible compressible fluid in porous media with point sources and sinks, where the density of the fluid mixture varies exponentially with the pressure. The spectral algorithm used is a modern method for solving large-scale nonlinear systems, which does not solve linear systems, nor use any explicit information associated with the Jacobin matrix, being a Jacobian-free approach. Two dimensional problems are presented, along with numerical results comparing the spectral algorithm to a well-developed Jacobian-free inexact Newton method. The results of this paper show that this modern spectral algorithm is a reliable and efficient method for simulation of compressible flows in porous media.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / O desenvolvimento de software livre de Jacobiana para a resolução de problemas formulados por equações diferenciais parciais não-lineares é de interesse crescente para simular processos práticos de engenharia. Este trabalho utiliza o chamado algoritmo espectral livre de derivada para equações não-lineares na simulação de fluxos em meios porosos. O modelo aqui considerado é aquele empregado para descrever o deslocamento do fluido compressível miscível em meios porosos com fontes e sumidouros, onde a densidade da mistura de fluidos varia exponencialmente com a pressão. O algoritmo espectral utilizado é um método moderno para a solução de sistemas não-lineares de grande porte, o que não resolve sistemas lineares, nem usa qualquer informação explícita associados com a matriz Jacobiana, sendo uma abordagem livre de Jacobiana. Problemas bidimensionais são apresentados, juntamente com os resultados numéricos comparando o algoritmo espectral com um método de Newton inexato livre de Jacobiana. Os resultados deste trabalho mostram que este algoritmo espectral moderno é um método confiável e eficiente para a simulação de escoamentos compressíveis em meios porosos. / The development of Jacobian-free software for solving problems formulated by nonlinear partial differential equations is of increasing interest to simulate practical engineering processes. This work uses the so-called derivative-free spectral algorithm for nonlinear equations in the simulation of flows in porous media. The model considered here is the one employed to describe the displacement of miscible compressible fluid in porous media with point sources and sinks, where the density of the fluid mixture varies exponentially with the pressure. The spectral algorithm used is a modern method for solving large-scale nonlinear systems, which does not solve linear systems, nor use any explicit information associated with the Jacobin matrix, being a Jacobian-free approach. Two dimensional problems are presented, along with numerical results comparing the spectral algorithm to a well-developed Jacobian-free inexact Newton method. The results of this paper show that this modern spectral algorithm is a reliable and efficient method for simulation of compressible flows in porous media.