Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T18:20:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Marques_JoaoBoscoDias_M.pdf: 2275485 bytes, checksum: 7008d88db0703cad4c59a10ca5e7b368 (MD5) Previous issue date: 2008 / Resumo: Este trabalho disserta sobre a análise de teste transitório de produção e de crescimento de pressão em poço vertical sob condição de escoamento bifásico de óleo e gás. Os resultados obtidos são o fator de película e pontos das curvas das permeabilidades efetivas ao óleo e ao gás em função da saturação de óleo. A permeabilidade efetiva em função da saturação do óleo é obtida da combinação da permeabilidade efetiva em função da pressão de teste de poço com a solução de uma equação diferencial ordinária que relaciona a saturação do óleo com a pressão. Um dos métodos, denominado método p2, é desenvolvido a partir da representação da curva da função de pseudopressão, kro/(µoBo) versus a pressão de teste, por meio de duas linhas retas. O problema físico analisado consiste de um reservatório homogêneo operando a partir da pressão de bolha, água conata imóvel e efeitos de capilaridade e de gravidade desprezíveis. Os dados para validação dos métodos são obtidos com testes de poços realizados em modelos de reservatórios preparados num simulador comercial. O método p2 utiliza basicamente pontos e inclinações de retas de curvas típicas, construídas com dados de teste de poço, para determinar o fator de película e as curvas das permeabilidades efetivas aos fluidos. As curvas obtidas pelo método p2 são comparadas com as obtidas por outro método, chamado de método de determinação in situ / Abstract: This thesis provides an analysis of drawdown and buildup tests from vertical well under solution gas-drive conditions. The results obtained include the skin factor and the points of the effective permeability curves for the oil and gas as a function of oil saturation. The effective permeability as a function of oil saturation is the result of a combination of the effective permeability as a function of wellbore pressure and the solution of an ordinary differential equation which relates oil saturation to the pressure. One of the methods, named square-pressure method, is developed using two straight lines to approximate the curve of the pseudo-pressure function, kro/(µoBo) versus the wellbore pressure. The physical problem consists of a homogeneous reservoir operating from bubble-point pressure with immobile connate water, neglecting the capillarity and gravity effects. The data for the validation of the methods was obtained using well tests reservoirs models built in a commercial simulator. The p2 method basically utilizes the points and the straight lines slope of typical curves built from well test data to determinate the effective permeability curves and the skin factor. Then, the results of these curves are compared to those obtained with another method, named in situ determination method / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo