[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] 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] 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] Na indústria de petróleo, é imprescindível a visualização clara e desambigua de campos vetoriais resultantes de simulações numéricas de reservatórios de petróleo. Nesta dissertação, estudamos o uso da convolução de integral de linha (Line Integral Convolution – LIC) para gerar imagens de campos vetoriais 3D estacionários e aplicar o resultado em um visualizador volumétrico na GPU. Devido a densidade de informação presente na visualização volumétrica, estudamos os uso de texturas esparsas como entrada para o algoritmo de LIC e aplicamos funções de transferência para designar cor e opacidade a volumes de campos escalares, a fim de codificar informações visuais a voxels e aliviar o problema de oclusão. Além disso, tratamos o problema de codificação da direção de fluxo, inerente do LIC, usando uma extensão do algoritmo – Oriented LIC (OLIC). Por último, demonstramos um método de animação do volume a fim de ressaltar a direção do fluxo ainda mais. Comparamos então resultados do algoritmo LIC com o de OLIC. / [en] In the oil industry, clear and unambiguous visualization of vector fields resulting from numerical simulations of black-oil reservoirs is essential. In this dissertation, we study the use of line integral convolution techniques (LIC) for imaging 3D steady vector fields and apply the results to a GPU-based volume rendering algorithm. Due to the density of information present in volume renderings of LIC images, we study the use of sparse textures as input to the LIC algorithm and apply transfer functions to assign color and opacity to scalar fields in order to encode visual information to voxels and alleviate the occlusion problem. Additionally, we address the problem of encoding flow orientation, inherent to LIC, using an extension of the algorithm – Oriented LIC (OLIC). Finally, we present a method for volume animation in order to enhance the flow orientation. We then compare results obtained with LIC and with OLIC.