[pt] A completação inteligente é uma tecnologia inovadora que permite uma maior eficiência na produção dos campos do pré-sal, a principal fronteira de produção do Brasil atualmenente. Além disso, uma técnica comumente utilizada nos projetos de petróleo é a conversão de poços produtores em injetores quando há um declínio na vazão de produção. Saber valorar um projeto de petróleo que possua a opção de conversão para poços injetores no futuro, de forma a decidir qual tipo de completação é a que maior valor agrega, é um dos objetivos de um tomador de decisão na área petrolífera. Esta dissertação aborda o uso da teoria de opções reais, através da técnica de diferenças finitas, com o objetivo de analisar se é vantajoso adotar a tecnologia de completação inteligente frente à completação convencional baseado no valor agregado por cada uma em um projeto de petróleo com conversão de poço. Como contribuição final, o projeto propõe a aplicação de um modelo de opções reais, com uma janela de exercício temporal, para a decisão de qual tecnologia de completação um projeto da indústria petrolífera deve considerar. / [en] Smart well is a new technology that allows greater efficiency in pre-salt production, which is currently the largest production frontier in Brazil. Another technique used in oil projects is the conversion of production wells in injector wells when there is a decline in production. Valuing an oil project that has the option to allow conversion to injector wells in the future and decide what kind of completion adds more value is one of the objectives of the decision maker in the oil industry. This dissertation addresses the use of real option theory, by using finite differences, with the objective of analyzing whether it is advantageous to adopt smart completion compared to conventional completion based on the value added by each one in an oil project with a well conversion. As final contribution, this project proposes the application of real option model, with a limited exercise interval, to decide what completion technology an oil company may consider.

[pt] A reinjeção de gás é uma técnica empregada para o aumento do fator de recuperação de reservatórios de petróleo. Em campos marítimos, quando o volume de gás produzido na unidade estacionária de produção (plataforma) é muito elevado e não se dispõe de infraestrutura para exportá-lo para terra, a reinjeção de todo o gás produzido pode requerer vazões suficientemente altas para causar danos à coluna de injeção do poço em decorrência da vibração induzida pelo escoamento. Esse problema pode ser ainda mais crítico para injetores com completação inteligente, que são instrumentados com sensores e válvulas de controle de fluxo e cujo monitoramento e controle são realizados por meio de cabos elétricos e hidráulicos instalados ao longo da coluna do poço. O risco da falha no sistema de completação inteligente torna-se, portanto, um limitante para a vazão máxima do gás que pode ser reinjetado no poço. Nestes casos, não havendo como exportar o gás produzido, a alternativa é reduzir a produção de petróleo da plataforma. Esta dissertação aborda o problema da vibração induzida pelo escoamento em poços injetores de gás equipados com sistemas inteligentes de completação. Modelou-se a geometria de um poço real a fim de realizar as análises computacionais da dinâmica do escoamento. Devido as altas vazões envolvidas, a abordagem do caso exige um tratamento adequado da turbulência. Para tal, fez-se uso dos métodos Reynolds-Averaged Navier-Stokes (RANS) e Large Eddy Simulation (LES). O primeiro é um modelo estacionário que prevê as estatísticas estacionárias baseando-se em equações de transporte para as mesmas. O segundo é um modelo transiente, que resolve a maior e mais energética parte do espectro das flutuações turbulentas. A partir da análise computacional com os dois modelos foram estimadas as amplitudes e espectros de frequência das forças de excitação dinâmicas produzidas pelo escoamento sobre os componentes do sistema de completação inteligente na região mais crítica da coluna de injeção. Para o caso estudado, um poço injetor de gás com uma coluna de 4 1/2´´ em um revestimento de 9 5/8´´ e vazão máxima nominal de 4,5 x 10(6) m(3)/d, as forças de excitação sobre os componentes críticos do sistema de completação inteligente atingiram amplitudes máximas da ordem de 10 N/m numa faixa de frequência de até 150 Hz, valores considerados satisfatórios para a operação do poço estudado. A metodologia desenvolvida neste trabalho pode ser estendida para outras configurações de poços injetores com completação inteligente. / [en] Reinjection of produced gas is a well-known technique of enhanced oil recovery. In offshore fields, the production units do not always have the proper infrastructure to export the produced gas to shore. In these cases, if the gas volumes are too high, reinjecting it into the reservoir may require elevated flow rates, increasing the risk of mechanical failures due to flow induced vibration on the well completion equipment. This problem may be even more critical in the case of injector wells with intelligent completion systems, which are monitored and controlled with the aid of electrical and optical cables running along the injection tubing. In many instances, to avoid fatigue damage in the intelligent completion equipment, the production unit has to be restricted to allowable rates. This work focus on the problem of flow induced vibration in injector wells equipped with intelligent completion systems. A real well has been modeled in order to perform computational fluid dynamic analysis and understand the turbulent flow near the discharge of the downhole inflow control valves. The problem was modeled using both the Averaged-Reynolds Navier-Stokes and Large Eddy Scale turbulent models. In the first, the flow is stationary and the variables are time-averaged. In the second model, transient analysis is performed considering only the large length scales. Combining the two models, the amplitudes and frequency spectra of the dynamic forces that excite the components of the injector well are estimated. In the case studied, a well with tubing of 4 1/2´´ in a 9 5/8´´ casing and with a maximum nominal gas injection flow rate of 4.5 x 10(6) m(3)/d, the dynamical loads on the critical intelligent completion components were estimated presenting amplitudes of the order of 10 N/m and frequency ranges up to 150 Hz, values that were considered safe for the operation of the analyzed well. The methodology developed in this work can be extended to model other configurations of high flow rate injector wells.