CoordenaÃÃo de AperfeiÃoamento de Pessoal de NÃvel Superior / O escoamento de fluidos em meios porosos tem sido objeto de pesquisa de grande interesse cientÃfico e tecnolÃgico, visto que a compreensÃo desse processo à fundamental para importantes aplicaÃÃes na indÃstria, incluindo extraÃÃo de petrÃleo em reservatÃrios, estudo de Ãgua subterrÃnea, desenvolvimento de filtros etc. Nesta tese, investigamos atravÃs de simulaÃÃo numÃrica trÃs trabalhos sobre escoamento bifÃsico. O primeiro deles à sobre a recuperaÃÃo secundÃria de petrÃleo, que consiste em retirar o Ãleo do reservatÃrio por diferenÃa de pressÃo causada pela injeÃÃo de um outro fluido; o segundo caso trata da recuperaÃÃo terciÃria, em que a viscosidade do Ãleo à diminuÃda pelo aumento da temperatura por meio da injeÃÃo de um fluido quente no meio poroso; e o terceiro à um modelo de endurecimento interfacial entre dois fluidos desenvolvido para simular a penetraÃÃo de cola em meios porosos. No primeiro trabalho, onde à usado o mÃtodo secundÃrio, a produÃÃo do Ãleo sofre bastante influÃncia do breakthrough do fluido invasor. Por isso, nossa intenÃÃo à estudar o comportamento da produÃÃo do Ãleo e do tempo de breakthrough quando se injeta um fluido com viscosidade diferente da do Ãleo. O sistema à isotÃrmico e nÃo reagente. Utilizamos o simulador comercial STARS do CMG para realizar as simulaÃÃes. Os resultados foram obtidos atravÃs das mÃdias das curvas de produÃÃo de reservatÃrios desordenados. Foi considerado tanto o reservatÃrio homogÃneo quanto o heterogÃneo no ponto crÃtico de percolaÃÃo. Foi estudada a influÃncia que as curvas de produÃÃo sofrem com a variaÃÃo da distÃncia entre os poÃos, r, e com a razÃo entre as viscosidades dos fluidos, m (m = Âo/ Âa). Verificamos que existe duas regiÃes em lei de potÃncia e que o tempo de breakthrough nÃo depende muito do tipo do reservatÃrio (homogÃneo ou heterogÃneo). Quando o Ãleo presente no reservatÃrio à do tipo pesado, mÃtodos terciÃrios sÃo necessÃrios para uma boa recuperaÃÃo deste. Umas das tÃcnicas que se tornou promissora nos Ãltimos anos à a InjeÃÃo a Vapor, que consiste no aumento da temperatura do reservatÃrio atravÃs da injeÃÃo de vapor, reduzindo assim a viscosidade do Ãleo. Para realizar esse estudo utilizamos uma aproximaÃÃo microscÃpica do meio, onde o escoamento acontece em escala de poro. A viscosidade do Ãleo tem uma dependÃncia exponencial com a temperatura da forma exp(B/T), onde B à um parÃmetro fÃsico-quÃmico que define o quÃo pesado à o Ãleo, e T à a temperatura. Inicialmente, o meio està saturado com o Ãleo e em seguida outro fluido à injetado. Um gradiente de temperatura, T, à aplicado no meio na mesma direÃÃo de injeÃÃo. Analisamos dois casos da razÃo da viscosidade, um infinito, no qual o fluido invasor à considerado invÃscito, e o outro finito. Verificamos que a eficiÃncia da recuperaÃÃo de Ãleo pode aumentar substancialmente com T. Vimos tambÃm que o percentual de recuperaÃÃo decresce com B para o caso da razÃo da viscosidade finita, e que o comportamento oposto à observado para o caso infinito. Com isso à possÃvel saber qual a configuraÃÃo de parÃmetros que melhor se adapta a um projeto de recuperaÃÃo de um reservatÃrio. Na terceira parte desta tese, propomos um modelo de PercolaÃÃo Invasiva modificado com a presenÃa da gravidade para simular o escoamento bifÃsico, no qual a interface sofre um efeito de endurecimento. Esse efeito à obtido atravÃs do aumento da pressÃo dos sÃtios na interface. Quanto mais tempo um sÃtio fica exposto, maior sua pressÃo. Durante essa exposiÃÃo, se a pressÃo de um sÃtio atingi um valor mÃximo ele se torna um pino e nÃo pode mais ser invadido. Isso representa a penetraÃÃo de cola em meios porosos onde o endurecimento se dà devido ao contato com o ar. Foram considerados, tambÃm, efeitos gravitacionais.