[pt] A produção de hidrocarbonetos resulta na redução da pressão do reservatório( depletação ). À medida que a pressão do reservatório diminui, as tensôes efetivas aplicadas na matriz rochosa aumentam, provocando reduções na porosidade e na permeabilidade da rocha assim como redução de volume, esta última conhecida como compactação.A compactação do reservatório pode provocar subsidência da superfície com conseqüentes impactos ambientais e problemas em equipamentos localizados no poço, tais como revestimentos, e outros problemas associados, tais como produção de sólidos. No entanto, compactação não é sempre prejudicial porque ajuda a manter a pressão do reservatório e, conseqüentemente, a produtividade. O acoplamento fluxo-deformação é fundamental na análise deste problema. Este trabalho tem com objetivo discutir a teoria e as equações que modelam este processo acoplado, suas limitações e sua capacidade de representar corretamente os fenômenos físicos envolvidos.Além disto, foi desenvolvido um simulador numérico baseado no método dos elementos finitos, para a modelagem transiente de um fluxo monofásico através de um meio poroso, considerando-se o acoplamento fluxo do fluido,deformações e temperatura.O material rochoso é modelado segundo um modelo poroelástico. O simulador foi testado comparando resultados com resultados obtidos através de soluções analíticas.Além disto, uma simulção de fluxo em reservatório foi efetuada para avaliar a capacidade do simulador, tendo-se comparado os resultados com resultados encontrados na literatura. A análise foi feita considerando o overburden e o sideburden.Foi verificada uma ótima concordância entre os resultados.O simulador mostrou-se capaz de representar as variações de pressão não apenas decorrentes da difusão do fluido, mas também aquelas provocadas por variações de tensões totais. Em alguns casos, a variação de tensões totais no topo do reservatório é significativa,demonstrando que simuladores convencionais podem induzir erros significativos em termos de variações das pressões no fluido. / [en] Prodution ofhydrocarbon often to a reduction in reservoir pressure. Depending upon the rock compressibility, this reduction in reservoir pressure causes substancial strains and eventual shear collapse. While reservoir pressure decreases the effective stress increases, induting porosity and permeability reduction changes and an overall volume decrease known as compaction. Compaction of reservoir may eventually be transmitted to the surface and cause vertical movements, known as subsidence. Compaction may have serious consequences upon well casing,and other associated problems, such as solid production. However, compaction is not always detrimental because it helps maitaining reservoir pressure and consequently, reservoir productivity. Hydromechaninical coupling is essential to analyze this problem.The aim of this work is to discuss the theory and develop the equations that governthis coupled process. The limitations and possibilities in representing the associated phenomena are highlighted. A numerical, finite element based, simulator was developed to model the single-phase flow through porous media taking into accout the hydrothermo-mechanical coupling. The rock material is assumed to behave as a poroelastic material.The results obtained by the computer simulator were compared with theorical solutions for the classical problem of uniaxial deformation test and for the stress concentration aroun inclined welbores in porous media. The results showed excellent agreement. A idealized reservoir simulation was carrierd out using the computer model and the results of pore pressure, total stresses and displacement changes were compared with results published in the literature, obtained by similar approaches. The comparisons showed very good agreement. In the simulations the presences of overburden, sideburden and underburden were recognized. The simulator represented well the changes in fluid pressure associated with both the diffusion process and the changes in total stresses. In some cases, the changes in total stresses at the top of the reservoir are significant which demonstrates the partial flaw of the conventional flow simulators that are not able to take this effect into account.

[pt] O teste de injetividade consiste em injetar uma fase, usualmente água, em um reservatório de óleo para coletar informações sobre ele. Conhecer os parâmetros do reservatório pode ser valioso para melhorar a produção de óleo. Muitos estudos têm sido apresentados a respeito do comportamento da pressão em reservatórios multicamadas sob escoamento de fluxo monofásico e, também, durante os testes de injetividade. No entanto, uma solução analítica para o comportamento da pressão em reservatórios de múltiplas camadas durante os testes de injetividade é bem conhecida apenas quando o fluxo cruzado de formação não é considerado. Portanto, o presente trabalho apresenta um modelo analítico no espaço de Laplace para reservatórios radialmente compostos multicamadas considerando o fluxo cruzado de formação sob fluxo monofásico e, então, para reservatórios multicamadas com fluxo cruzado de formação sob fluxo bifásico. A precisão da solução proposta foi verificada através da comparação com um simulador numérico de fluxo. Os resultados fornecidos pelo modelo analítico e pelos dados numéricos foram consistentemente semelhantes. Além disso, os dados obtidos pela solução analítica foram utilizados para estimar a permeabilidade equivalente do reservatório. Os valores calculados apresentaram uma aproximação satisfatória para todos os casos. / [en] The injectivity test consists of injecting a phase, usually water, into an oil reservoir in order to collect information about it. Knowing these reservoir s parameters can be valuable in order to improve oil production. Many studies have been presented regarding the behavior of pressure in multilayered reservoirs under single phase fluid flow and, also, during injectivity tests. However, an analytical solution for pressure behavior in multilayered reservoirs during injectivity tests is well known only when the formation crossflow is not considered. Therefore, the present work attempts to develop an analytical model in the Laplace space for multilayered radially composite reservoirs with formation crossflow under single phase fluid flow, and then, for multilayered reservoirs with formation crossflow under two phase fluid flow. The accuracy of the proposed solution was verified by comparison with a finite difference flow simulator. The results provided by the analytical model and by the numerical data were consistently similar. Furthermore, the data obtained by the analytical solution was used to estimate the reservoir s equivalent permeability. Calculated values presented a satisfactory accuracy for all cases.

[pt] Um dos fatores mais importantes para recuperação de óleo de reservatórios petrolíferos é a configuração dos poços. Atualmente, na indústria, esse processo é feito de forma manual onde um especialista gera algumas poucas opções de configurações e utiliza a de melhor resultado. Este trabalho se propõe a investigar um sistema de apoio à decisão para otimizar a configuração dos poços utilizando Algoritmos Genéticos e o simulador de reservatórios IMEX. Os parâmetros otimizados são: o número de poços produtores e injetores, a posição, a inclinação, a direção e o comprimento de cada poço, o número de laterais de cada poço e o ponto da junta, a inclinação relativa ao poço, a direção e o comprimento de cada lateral. Na busca pela configuração ótima dos poços, o objetivo da otimização é minimizar o investimento inicial, minimizar a produção de água e maximizar a produção de óleo buscando maximizar o VPL do empreendimento. A otimização é conduzida respeitando as restrições de projeto, dadas por um engenheiro, e restrições de simulação, dadas pelo próprio modelo de reservatório. O modelo proposto foi avaliado utilizando-se sete reservatórios. Cinco destes são sintéticos cujas configurações ótimas são conhecidas, um semi-sintético e um reservatório real. Foram conduzidos testes de convergência onde o modelo se mostrou capaz de localizar e otimizar as zonas produtoras, chegando à alternativa ótima até 80% das vezes. Nos últimos dois reservatórios os resultados indicam que o sistema consegue encontrar configurações de poços com altos valores de VPL, superiores a soluções propostas por especialistas e por outros sistemas de otimização, com ganhos de VPL de até 37% sobre a alternativa proposta por um especialista para o reservatório real. / [en] One of the most important factors for recovering oil from oil reservoirs is the wells configuration. Now a days, on the industry, this process is conduced manually, where a specialist generates a few configuration options and uses the best one with best results. This work proposes to investigate a decision support system to optimize the wells’ configuration using Genetic Algorithms and the reservoir simulator IMEX. The optimized parameters include: the number of producers and injectors wells, the position, the inclination, the direction and the length of each well, the number of laterals for each well and the junction point, the inclination relative to the well and the length of each lateral. On the search of the optimal configuration of wells, the objective of the optimization is to minimize the initial investment, minimize the water production and maximize the oil production towards the maximization of the venture`s NPV. The optimization is conduced respecting the project`s restrictions, stated by an engineer, and the simulation`s restrictions, imposed by the reservoir model. The optimization model proposed was evaluated using seven reservoirs. Five of them are synthetic which the optimum well`s configuration are known, one semi-synthetic and one real reservoir. Convergence tests were conducted where the model confirmed to be able to locate and optimize the production zones, achieving the optimum alternative 80% of the times. On the last two reservoirs the results indicate that the system was able to achieve well configurations with high values of NPV, superiors from solutions given by specialists and by other optimization systems, with NPV´s increase reaching 37% over the specialist`s purposed alternative for the real reservoir case.

[pt] Neste trabalho analisam-se perdas de calor para as formações adjacentes a reservatórios de petróleo submetidos a métodos térmicos de recuperação, em especial para os métodos de injeção de vapor e combustão in-situ. O cálculo desta perda usualmente utiliza um modelo unidimensional vertical de condução de calor nos estratos adjacentes, desprezando a condução nas direções paralelas ao reservatório. O objetivo do trabalho consiste em avaliar diversos modelos unidimensionais existentes na literatura e desenvolver e utilizar modelos bidimensionais para verificar a validade da hipótese. Verifica-se que para algumas situações de injeção Cíclica de Vapor e Combustão in-situ o modelo uni-dimensional pode levar a diferenças no campo de temperaturas, mas em geral a aproximação é válida. / [en] In this work the calculation of the heat losses to the surrouinding formations in petrolum reservouis submitted to thermal recovery processes is analyzed. Particular attention is given to steam injection an in-situ combustion methods. The heat losses are commonly modeled by the use of a unidimensional conduction equation in the vertical direction, where the longitudinal conduction is neglected. The aim of thus work is to compare some of the existing unidemnsional models and to test the validity of the simplification by the development and use of bidimensional ones. Its is concluded that for some cases of cyclic steam injection and in-situ combustion the unidimensional approach may result in deviations in the temperature profiles, but in general it is valid.

[pt] Esta dissertação apresenta os resultados de um estudo visando à avaliação do uso de lasers de alta potência para operações de canhoneio em poços revestidos e cimentados em reservatórios carbonáticos, cujo objetivo é introduzir furos laterais nas paredes do poço para permitir o escoamento do fluido do reservatório para o poço. Numa revisão bibliográfica de patentes internacionais publicadas na última década, levantou-se o atual estado da arte do uso de lasers para perfuração de rochas. Foram publicados 226 documentos de patentes desde o ano de 2008, indicando a grande relevância tecnológica do tema desta dissertação. São apresentados os resultados de testes de Resistência a Compressão e análises de microtomografia, realizados em amostras de pastas de cimento com formulações usadas nos poços do Pré-sal e de rochas carbonáticas com características próximas às encontradas nesses reservatórios. O laser a fibra utilizado apresentava potência de até 1,5 kW e comprimento de onda de 1.064 micrômetros. Para a caracterização destes materiais, antes e após a produção de canhoneios, foram realizados ensaios de Difração de Raios X e de Espectrometria de Fluorescência de Raios X. Na avaliação da estrutura das amostras, foram utilizados um tomógrafo de raios-X e um microtomógrafo. Energia específica estimada em 243 J/mm(3) para carbonato. Testes em corpos de prova compostos de revestimento/cimento/carbonato. Com laser de potência de 1,5 Kw por 80 segundos, produziram furos de 5 mm de diâmetro e 50 mm de profundidade. Os resultados obtidos demostram, ainda que preliminarmente, o potencial do uso dessa tecnologia em operações de canhoneio. / [en] This thesis presents the results of a study evaluating the application of highpowered lasers when perforating cement-lined wells in carbonate rock reservoirs. The focus is on the creation of lateral channels in the walls of the well to allow the flow of the oil into the well. Through an intensive literature review of the international patents published in the last decade, the current state-of-the-art use of lasers in the perforation of rocks was evaluated. Specifically, 226 patent documents were found to have been published since 2008, showing the great importance of laser technology in this field. The results of the Resistance to Compression tests and the microtomography analysis are presented, showing samples of the cement slurry formulation used in pre-salt wells and carbonate rocks with characteristics close to the ones found in these types of reservoirs. The fiber laser utilized presented an output of up to 1.5kW and a wavelength of 1,064 micrometers. The characterization of this material, before and after the production of perforations, was analyzed using X-ray Diffraction and X-ray Fluorescence Spectroscopy. To evaluate the structure of the samples, X-ray tomography and microtomography were employed. The specific energy was estimated at 243 J/mm(3) for the carbonate rocks. The final tests to represent the well architecture were realized with samples of liner/cement/carbonate. By means of lasers with the power of 1.5kW for 80 seconds, channels with 5mm diameters and 50mm depths were produced. The results obtained show, although only preliminarily, the potential of using this technology in perforation operations.

[pt] A última etapa do sequestro e armazenamento de carbono (CCS) pode ser realizada pela de injeção de CO2 em reservatórios geológicos. Projetos de CCS fazem parte de uma série de técnicas para a mitigação dos gases do efeito estufa. Neste trabalho, uma metodologia semi-quantitativa para avaliação do risco da injeção de CO2 em reservatórios geológicos é apresentada. Essa metodologia é desenvolvida a partir da criação e utilização de uma matriz de risco. Essa matriz possui em uma direção categorias de severidade ajustadas de forma qualitativa e na outra direção categorias de probabilidade ajustadas a partir de análises probabilísticas. Os valores de risco de uma fonte de perigo são calculados pelo produto de suas severidades com suas probabilidades associadas. As fontes de perigo são problemas relacionados à injeção de CO2 que são selecionadas para análise de um cenário específico. As categorias de severidade são definidas por faixas de níveis de funcionamento de uma fonte de perigo. Diversos métodos de análise probabilística são investigados e a família de métodos do valor médio apresenta características favoráveis ao seu emprego em funções de estado limite complexas. A metodologia é aplicada em um estudo de caso ilustrativo. Com os valores de risco resultantes, faz-se a identificação da principal fonte de perigo e das variáveis aleatórias mais influentes. A avaliação da metodologia indica que ela é uma ferramenta poderosa para os analistas e tomadores de decisão, e tem potencial para auxiliar na fase de planejamento de projetos de CCS. / [en] The last stage of carbon capture and sequestration (CCS) can be performed by CO2 injection process in geological reservoirs. CCS projects belong to a number of ways to mitigate greenhouse gases. In this work, a semi-quantitative methodology to assess the risk of CO2 injection in geological reservoirs is developed. This methodology is based on the establishment and application of a risk matrix. This matrix has in one direction severity categories set in a qualitative way and in the other direction probability categories set from probabilistic analysis. The risk values of a hazard source are calculated by the product of their severities with their associated probabilities. Hazard sources are problems related to the injection of CO2 that are selected for a specific scenario analysis. The severity categories are defined by operating level ranges of a hazard source. Several probabilistic analysis methods are investigated and the family of the mean value methods shows characteristics favoring their use in complex limit state functions.The methodology is applied in an illustrative case study. With the resulting risk values, the identification of the main hazard source and the most inuential random variables are made. Assessment of the methodology indicates that it is a powerful tool for analysts and decision makers, and it has the potential to assist in the CCS project planning phase.

[pt] Tradicionalmente, para visualização de campos vetoriais em modelos discretos de reservatórios naturais de petróleo, traça-se linhas de fluxo resolvendo a sua equação diferencial ordinária célula-a-célula, seja através de soluções analíticas ou numéricas, considerando o campo de velocidade local de cada célula. Essa estratégia tem como desvantagem traçar a linha considerando um campo de velocidade discreto e portanto descontínuo. Além disso, para modelos massivos, resolver a equação célula-a-célula pode tornar o método ineficiente. Neste trabalho, exploramos uma estratégia diferente: ao traçar as linhas de fluxo considera-se um campo de velocidade contínuo, representado pelo modelo discreto do reservatório. Para tanto, propõe-se: (i) o uso de uma estrutura espacial para acelerar a localização de um ponto no modelo de reservatório; (ii) o uso de interpolação esférica para avaliação do campo de velocidade a partir do modelo discreto; (iii) o uso de um método numérico adaptativo para controlar o erro numérico da integração. Os resultados obtidos em modelos de reservatórios reais demonstram que o método proposto atende aos requisitos de precisão, mantendo um bom desempenho. / [en] Traditionally, streamlines in discrete models of natural oil reservoirs are traced by solving an ordinary differential equation in a cell-by-cell way, using analytical or numerical solutions, considering the local velocity of each cell. This strategy has a disadvantage: the streamline is traced considering a discrete, and so discontinuous, vector field. Furthermore, for massive models, to solve the equation in a cell-by-cell way may be inefficient. In this work, we explore a different strategy: the streamline tracing considers a continuous vector field represented by the discrete model. Therefore, we propose: (i) to use a spatial structure to speed up the point location process inside the reservoir model; (ii) to use spherical interpolation to obtain the velocity field from the discrete model; (iii) to use an adaptive numerical method to control the numerical error from the integration process. The results obtained for actual reservoir models demonstrate that the proposed method fulfills the precision requirements, keeping a good performance.

[pt] A injeção de água como método de recuperação de petróleo é usualmente utilizada devido à sua eficiência em recuperar óleo que encontra-se recluso no reservatório. Um teste de injetividade consiste basicamente em injetar uma fase (água ou gás) continuamente, por um determinado período de tempo, em um reservatório saturado de óleo. A partir da análise do comportamento da pressão no poço, esse procedimento tem por finalidade estimar, além do volume de óleo recuperável, parâmetros do reservatório, tais como permeabilidade, efeito de película, entre outros. Na atualidade, na literatura são encontrados estudos relativos a um único período de injeção (e um único período de fall-off) em reservatórios multicamadas e estudos relativos a reservatórios de camada única considerando vazão de injeção variável. Em vista disto, este trabalho tem como objetivo propor uma solução analítica aproximada para o comportamento da pressão em um reservatório multicamadas considerando um esquema de múltiplas vazões. A acurácia da solução proposta foi avaliada a partir da comparação com um simulador numérico de diferenças finitas em diferentes cenários. Os resultados exprimem uma considerável consonância entre os dados fornecidos pelo simulador numérico e o modelo proposto. / [en] The water injection is usually used as an oil recovery method due to its efficiency in recovering oil that is trapped in the reservoir. An injectivity test basically consists of continuously injecting a phase (water or gas), for a certain period of time, into an oil-saturated reservoir. From the analysis of the wellbore pressure behavior, this procedure aims to estimate, in addition to the volume of recoverable oil, parameters of the reservoir, such as permeability, film effect, among others. Nowadays, in the literature are found studies referring to a single injection period (and a single fall-off period) in multilayer reservoirs and studies referring to a single layer reservoirs considering variable injection flow-rates. In this context, this work aims to propose an approximate analytical solution for the pressure behavior in a multilayer reservoir considering a scheme of multiple flow-rates. The accuracy of the proposed solution was evaluated by comparison to a commercial finite difference-based flow simulator in different scenarios. The results express a considerable agreement between the data provided by the numerical simulator and the proposed model.

[pt] Os reservatórios de petróleo do pré-sal brasileiro são encontrados em rochas carbonáticas localizadas em ambiente offshore na borda da plataforma continental. Com o fim de explorar essas jazidas de forma mais segura e rentável, é essencial representá-las corretamente nos modelos de simulação de escoamento. Entretanto, esta não é uma tarefa simples. Essas rochas carbonáticas recorrentemente apresentam fraturas e carstes nos quais o escoamento se comporta de forma diferente da simulação tradicional utilizando porosidade única. Para solucionar o problema, existem técnicas que representam o escoamento através dos diversos meios porosos. No entanto, essas modelagens inserem diversas complexidades para a correta caracterização das formações geológicas e da previsão da produção. Nesse trabalho são analisados os impactos que algumas das características das fraturas, da matriz e da malha de poços têm no resultado das simulações com dupla porosidade e permeabilidade. / [en] Petroleum reservoirs of the Brazilian pre-salt are found in carbonate rocks located offshore at the edge of the continental shelf. To optimize the exploitation of these reservoirs, it is of paramount importance to properly represent them in the flow simulation models. Nevertheless, this is not a straightforward task. Carbonate rocks usually present fractures and karsts, where flow differs from what is traditionally represented by single porosity reservoir simulators. With the purpose of better modelling the fluid flow behavior through multiple media, alternative techniques exist. However, these alternatives require additional complexities and variables for the adequate characterization of the geologic formations and production forecast. In this work, the impact that some of the fracture and matrix characteristics and the well positioning have on the results of dual-porosity and dual-permeability simulations is addressed.

[pt] A previsão da produção de poços tem um papel crucial na engenharia de petróleo. Logo, a modelagem do escoamento no reservatório e no poço é fundamental em diversos problemas nessa área. Na maioria esmagadora dos problemas, a equação de Darcy é a escolha para prever o comportamento do fluxo em rochas petrolíferas. O grande sucesso do uso da equação de Darcy, infelizmente, levou sua aplicação para fora do âmbito dos problemas para os quais esta se aplica. A equação clássica de Darcy apresenta limitações quando aplicadas em meios porosos altamente heterogêneos, por exemplo com cavidades conectadas por redes de fraturas, com vugs e cavernas. Ao longo dos anos, outras modelagens foram propostas e derivadas de outros pontos de vista para tratar o escoamento em meios porosos, por exemplo, através do processo de média de volume ou através de teoria de mistura. O presente trabalho utiliza as equações médias em meios porosos. O modelo desenvolvido contabiliza termos adicionais para a equação de quantidade de movimento linear que são relevantes em várias situações práticas, e envolve a solução conjunta das equações de conservação. No modelo desenvolvido neste trabalho, o escoamento no reservatório é resolvido de forma acoplada ao escoamento ao longo do poço, considerando a possibilidade de utilização de diferentes tipos de completação. As previsões dos campos de pressão e velocidade, assim como a produtividade de poços de petróleo utilizando o modelo desenvolvido são comparadas com as previsões do modelo baseado na equação de Darcy. Mostra-se que para determinadas situações, em especial em reservatórios carbonáticos, altamente heterogêneos, grandes diferenças podem ser obtidas. A previsão da produtividade de um poço a partir da equação de Darcy pode ser significativamente super-estimada. / [en] Predicting wellbore production plays a crucial role in petroleum engineering. Therefore, the modeling of the ow in reservoir and in wellbore is fundamental in several problems in this area. In the overwhelming majority problems, Darcy s equation is the choice to predict the behavior of ow in reservoirs. The great success of Darcy s equation, unfortunately, took its application out of the scope of the problems for which it applies. The classic Darcy s equation presents limitations when applied in highly heterogeneous porous media, for example with cavities connected by fracture networks, with vugs and caves. Over the years, other models have been proposed and derived from other points of view to treat ow in porous media, for example through the average volume process or through mixture theory. The present work considers the average volume process in porous media. The developed model includes additional terms for the linear momentum equation that are relevant in several practical situations, and involves the joint solution of conservation equations. In the model developed in this work, the ow in the reservoir is solved coupled to the wellbore ow, considering the possibility of using different completion types. The pressure and velocity fields predictions as well as the productivity of oil wellbores using the developed model are compared with the predictions of the model based on the Darcy s equation. It is shown that for certain situations, especially in highly heterogeneous carbonate reservoirs, large differences can be obtained. The prediction of the productivity of a wellbore from the Darcy s equation can be significantly overestimated.