Orientador: Sérgio Nascimento Bordalo / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T17:35:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1 OchoaLara_IsmaelOrlando_M.pdf: 12454353 bytes, checksum: de02a7be086b8fd068a57b93d2f5270a (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: Apesar dos avanços alcançados, alguns aspectos da operação do gas-lift intermitente (GLI) convencional permanecem inexplorados ou pouco estudados até o presente, como por exemplo, a concomitância de etapas do ciclo apresentada por Carvalho (2004), ou a estabilidade de ciclos em função da temporização da válvula motora e do ajuste da válvula operadora. Ao mesmo tempo, o bombeio pneumático de Zadson (BPZ) tem apresentado bons resultados em sua aplicação em campos no Brasil, motivando-se estudos para se desenvolverem simuladores computacionais para o projeto e análise destes sistemas. Neste trabalho, foi construído um simulador físico para os métodos GLI convencional e BPZ, para validar simuladores numéricos propostos anteriormente por outros autores. O aparato laboratorial é constituído por quatro conjuntos operacionais: o primeiro conjunto representa a coluna de produção do GLI convencional, o segundo conjunto representa a coluna do BPZ, o terceiro conjunto representa o acoplamento poço-reservatório e o quarto conjunto representa a injeção de gás comprimido. Para a medição, há transdutores de pressão localizados em vários pontos do aparato e tanques de medição do volume produzido. O sistema de aquisição de dados e atuação das válvulas operadora e motora é operado por uma placa micro-controlada. Testes foram realizados alterando-se as variáveis operacionais dos métodos. Como conclusões do trabalho foram identificadas a concomitância das etapas do ciclo GLI, avaliado o fallback para várias condições operacionais, estudada a estabilidade dos ciclos de GLI, e desenhado um mapa operacional das condições de um ciclo GLI regular. Além disso, foi testado o funcionamento de três modos de operação do BPZ / Abstract: Despite the advances achieved so far, some important aspects of the operation of the conventional intermittent gas-lift (IGL) remain unexplored or poorly studied, as for instance, the concurrency of cycle stages, as presented by Carvalho (2004), or the stability of cycles due to motor valve timing and adjustment of the gas-lift valve. At the same time, the Zadson pneumatic pump (ZPP) has presented good results in Brazilian fields, motivating studies to develop computational simulators for the design of this method. In the course of the present work, a physical simulator was built for the IGL and ZPP, to validate numerical simulators proposed by previous authors. The laboratory apparatus consists of four operational sets; the first set is the production column of conventional IGL, the second set is the column of ZPP, the third set represents the well-reservoir coupling and the fourth set is the injection of compressed gas. For measurement, there are pressure transducers located at various points of the apparatus and tanks for measuring the produced volume. The system of data acquisition and actuation of gas-lift and motor valves are operated by a microcontroller board. Tests were performed by changing the operating variables of the gas lift methods. The results of the study are: the identification of the concurrent stages during the IGL cycle, the fallback for various operating conditions, the stability of IGL cycles, and an operating map for the conditions of a stable IGL cycle. In addition, the operation of three lifting modes of the ZPP were tested / Mestrado / Explotação / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Agriculture and, more recently, oil and gas development have contributed to extensive degradation and loss of temperate grasslands. I investigated the landscape-scale effects of oil and gas development, and roads, on grassland birds in southern Alberta using abundance, clutch size and nesting success data collected from 2010-2014. I estimated: (i) the distance at which there are effects of edge, and effects of shallow gas well density, using piecewise regressions; (ii) the locations and extent of habitat affected by infrastructure for obligate grassland species– Baird’s Sparrow (Ammodramus bairdii), Chestnut-collared Longspur (Calcarius ornatus) and Sprague’s Pipit (Anthus spragueii); and generalist species – Clay-colored Sparrows (Spizella pallida), Horned Lark (Eremophila alpestris), Savannah Sparrow (Passerculus sandwichensis), Vesper Sparrow (Pooecetes gramineus) and Western Meadowlark (Sturnella neglecta), and (iii) the total area affected by wells and roads. My findings suggest that the effects of roads, overall, extended to further distances than edge effects associated with natural gas wells, obligate species had more habitat affected by infrastructure than generalist species and shallow gas wells affected more habitat than did oil wells, due to their greater density on the landscape. Additionally, obligates, on average, were negatively affected by proximity to edge where as generalists were more productivity closer to edge. Reducing fragmentation caused by roads, minimizing the spread of non-native vegetation and management of cattle around gas wells could improve habitat quality for these focal species. / February 2016

High-Pressure, High-Temperature (HPHT) pressure gauges are commonly used in oil wells for pressure transient analysis. Mathematical models are used to relate input perturbation (e.g., flow rate transients) with output responses (e.g., pressure transients), and subsequently, solve an inverse problem that infers reservoir parameters. The indispensable use of pressure data in well testing motivates continued improvement in the accuracy (quality), sampling rate (quantity), and autonomy (lifetime) of pressure gauges. This body of work presents improvements in three areas of high-pressure, high-temperature quartz memory gauge technology: calibration accuracy, multi-tool signal alignment, and tool autonomy estimation. The discussion introduces the response surface methodology used to calibrate gauges, develops accuracy and autonomy estimates based on controlled tests, and where applicable, relies on field gauge drill stem test data to validate accuracy predictions. Specific contributions of this work include: - Application of the unpaired sample t-test, a first in quartz sensor calibration, which resulted in reduction of uncertainty in gauge metrology by a factor of 2.25, and an improvement in absolute and relative tool accuracies of 33% and 56%, accordingly. Greater accuracy yields more reliable data and a more sensitive characterization of well parameters. - Post-processing of measurements from 2+ tools using a dynamic time warp algorithm that mitigates gauge clock drifts. Where manual alignment methods account only for linear shifts, the dynamic algorithm elastically corrects nonlinear misalignments accumulated throughout a job with an accuracy that is limited only by the clock's time resolution. - Empirical modeling of tool autonomy based on gauge selection, battery pack, sampling mode, and average well temperature. A first of its kind, the model distills autonomy into two independent parameters, each a function of the same two orthogonal factors: battery power capacity and gauge current consumption as functions of sampling mode and well temperature -- a premise that, for 3+ gauge and battery models, reduces the design of future autonomy experiments by at least a factor of 1.5.

Hydrocarbon reserves are generally produced through wells drilled into reservoir pay zones. During production, gas liberation from the oil phase occurs due to pressure decline in the wellbore. Thus, we expect multiphase flow in some sections of the wellbore. As a multi-phase/multi-component gas-oil mixture flows from the reservoir to the surface, pressure, temperature, composition, and liquid holdup distributions are interrelated. Modeling these multiphase flow parameters is important to design production strategies such as artificial lift procedures. A wellbore fluid flow model can also be used for pressure transient test analysis and interpretation. Considering heat exchange in the wellbore is important to compute fluid flow parameters accurately. Modeling multiphase fluid flow in the wellbore becomes more complicated due to heat transfer between the wellbore fluids and the surrounding formations. Due to mass, momentum, and energy exchange between the wellbore and the reservoir, the wellbore model should be coupled with a numerical reservoir model to simulate fluid flow accurately. This model should be non-isothermal to consider the effect of temperature. Our research shows that, in some cases, ignoring compositional effects may lead to errors in pressure profile prediction for the wellbore. Nearly all multiphase wellbore simulations are currently performed using the "black oil" approach. The primary objective of this study was to develop a non-isothermal wellbore simulator to model transient fluid flow and temperature and couple the model to a reservoir simulator called General Purpose Adaptive Simulator (GPAS). The coupled wellbore/reservoir simulator can be applied to steady state problems, such as production from, or injection to a reservoir as well as during transient phenomena such as well tests to accurately model wellbore effects. Fluid flow in the wellbore may be modeled either using the blackoil approach or the compositional approach, as required by the complexity of the fluids. The simulation results of the new model were compared with field data for pressure gradients and temperature distribution obtained from wireline conveyed pressure recorder and acoustic fluid level measurements for a gas/oil producer well during a buildup test. The model results are in good agreement with the field data. Our simulator gave us further insights into the wellbore dynamics that occur during transient problems such as phase segregation and counter-current multiphase flow. We show that neglecting these multiphase flow dynamics would lead to unreliable results in well testing analysis.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:07:03Z (GMT). No. of bitstreams: 1 PriscilaSG_DISSERT.pdf: 2914308 bytes, checksum: 264d0eaf11deaccd2e57b10185cf49cb (MD5) Previous issue date: 2012-07-25 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / Grautes are dry mixes with hydraulic characteristics widely used in construction. This material comprises cement, mineral additives and dosed in accordance with the desired properties. The use of grautes in cementing oil wells potentially increases the precision in the composition of the mixture, since it is requires only the addition of the mixing water before its pumping. Such benefit may be availed in cementing wells since the formulations grautes meet the temperature and pressure characteristics typical of wells. The objective of this study is to evaluate the effect of adding different percentages of industrial minerals properties of light grautes for onshore oil wells. For the formulation of the employees were grautes light industrial minerals and waste minerals abundant in the Northeast, in addiction to Portland cement and chemical additives Special class. Grautes were formulated with densities between 1.55 g/cm3 (13.0 lb/gal) and 1.68 g/cm3 (14 lb/gal). Tests results showed that grautes with higher density in the range studied meet the specifications for cementation of shallow wells onshore. The compositions lighter can also be adjusted for applying the material in the cementation of oil wells / Grautes s?o misturas secas com caracter?sticas hidr?ulicas amplamente empregadas na constru??o civil. Este material ? constitu?do por cimento, minerais e aditivos dosados de acordo com as propriedades desejadas. A utiliza??o de grautes na cimenta??o de po?os de petr?leo potencialmente incrementa a precis?o na composi??o da mistura, uma vez que ? necess?ria apenas a adi??o da ?gua de mistura antes de seu bombeio. Tal benef?cio pode ser aproveitado na cimenta??o de po?os desde que as formula??es de grautes atendam ?s caracter?sticas de temperatura e press?o t?picas dos po?os. O objetivo deste trabalho ? avaliar o efeito da adi??o de diferentes percentuais de minerais industriais nas propriedades de grautes leves para po?os de petr?leo onshore. Para a formula??o dos grautes foram empregados minerais industriais leves e res?duos minerais abundantes na regi?o Nordeste, al?m de cimento Portland classe Especial e aditivos qu?micos. Foram formulados grautes com densidades entre 1,55 g/cm3 (13,0 lb/gal) e 1,68 g/cm3 (14,0 lb/gal). Foram realizados ensaios de compacidade, reologia e controle de filtrado. Os resultados mostraram que os grautes que apresentam maior densidade na faixa estudada atendem ?s especifica??es para cimenta??o de po?os rasos onshore. As composi??es mais leves podem, tamb?m, ser ajustadas para a aplica??o do material na cimenta??o de po?os de petr?leo

[pt] Operações de posicionamento de tampão de cimento na indústria do petróleo representam um exemplo de escoamento dominado por efeitos gravitacionais. Essa situação é altamente instável visto que o cimento geralmente é mais denso que o fluido do poço e, como consequência, suas posições tendem a se inverterem. O presente estudo objetiva aprimorar a percepção dos mecanismos físicos associados às operações de tamponamento através da análise de escoamentos de inversão por gravidade. Com esta finalidade, executam-se experimentos de visualização com líquido mais denso posicionado sobre outro de menor densidade em tubo vertical. Ademais determina-se a velocidade da interface através do processamento e análise de imagens. A influência dos parâmetros governantes é averiguada sobre a velocidade de inversão e o regime de escoamento. A importância relativa entre as forças gravitacionais, viscosa, inercial e interfacial são avaliadas. A primeira etapa do estudo consiste na realização de experimentos com pares de fluidos newtonianos e imiscíveis com pequena diferença de densidade. Examinam-se dois regimes de escoamento, a saber gotas e slugs em queda. Os resultados experimentais demonstram que a velocidade terminal pode ser estimada por correlações empíricas de esferas rígidas em queda dentro de um tubo. A segunda etapa da pesquisa consiste na análise de escoamento de inversão por gravidade com fluido elasto viscoplástico tixotrópico sobre óleo newtoniano menos denso. Constatam-se três diferentes regimes de escoamento, denominados instável, quase-estável e estável (sem escoamento). O regime instável apresenta escoamento wavy core annular com o líquido mais denso no centro. No regime quase-estável há formação de plug flow após um tempo de retardo, que é função dos efeitos tixotrópicos e elásticos do material. Através da análise dos resultados experimentais é possível identificar, para um dado par de fluidos, a janela de operações no espaço de parâmetros governantes dentro da qual a velocidade de inversão é suficientemente baixa (ou nula) para assegurar o sucesso da operação de tamponamento. / [en] Cement plug placement in oil industry operations represents an example of buoyancy-driven exchange flows. This situation is highly unstable since cement is usually denser than well fluid and, as a consequence, their positions tend to invert. The present study aims to improve the perception of the physical mechanisms associated to cement plug operations through the analysis of exchange flows. To this end, visualization experiments are performed with denser liquid positioned above a lower-density liquid in a vertical tube. In addition, the interface front speed is determined through image processing and analysis. The influence of the governing parameters is investigated on the speed of inversion and flow regime. The first stage of the study consists of conducting experiments with pairs of immiscible Newtonian liquids with small density difference. Two different flow regimes were examined, namely, falling drops and falling slugs. Experimental results demonstrate that the terminal velocity can be estimated by empirical correlations for falling rigid spheres within a tube. The second stage of the research consists of an exchange flow analysis considering an elastoviscoplastic thixotropic fluid above a less dense Newtonian oil. Three different flow regimes were observed, namely unstable, quasi-stable, and stable (no flow). The unstable regime is a wavy core-annular flow with the denser liquid in the core. In the quasi-stable regime a slow plug flow starts after a time delay, which is a function of material thixotropic and elastic effects. Through analysis of the experimental results it is possible to identify, for a given pair of fluids, the operational window in the governing parameter space within which the speed of inversion is sufficiently low (or zero) to ensure the cement plug operation success.

[pt] Sistemas de escoamento multifásico se formam ao longo de um poço de produção de petróleo. A análise do comportamento do escoamento através da coluna de produção é realizada com o apoio de ferramentas computacionais e é essencial para o projeto e operação de um sistema de produção de petróleo. Os simuladores comerciais disponíveis para esse tipo de análise exigem aquisição de licença, cujo custo é elevado, restringindo seu uso às grandes companhias petrolíferas e aos renomados institutos de pesquisa. Além disso, esses programas não permitem a visualização da metodologia utilizada para o tratamento do problema físico e para a solução numérica empregada, e nem a alteração de parâmetros internos, tornando seu uso restrito a certas classes de problemas. Apesar da grande demanda e utilidade desse tipo de software ainda há poucos trabalhos desenvolvidos nessa área. Esta pesquisa tem como objetivo apresentar o desenvolvimento de um simulador de escoamento multifásico simplificado e aberto, com aplicação na otimização da produção de óleo e gás. Dentre as aplicações do programa podemos citar a obtenção das curvas de gradiente de pressão e a otimização de gás-lift. Um estudo paramétrico foi conduzido, mostrando a influência de parâmetros como, por exemplo, o diâmetro da tubulação. Os resultados obtidos foram comparados com a literatura e são fisicamente coerentes. Sendo assim, o programa desenvolvido mostra-se promissor. / [en] Multiphase flow systems are formed along an oil production well. The analysis of the flow behavior through the production column is performed with the aid of computational tools, and is very important to the design and optimization of the oil well production operation. In general, the commercial softwares available to analyze this process are very expensive, which restrict its use to some particular companies. In addition, the methodology used to analyze the physical problem, and the numerical solution are fixed and closed, which restrict its use to certain classes of problems, since it is not possible to change or improve the numerical solution. Despite the great demand and use of this kind of software, there are few researches in this area. This research aims to present the development of a simplified multiphase flow simulator open to public, with application to the optimization of oil and gas production wells. Among the applications are the plot of pressure-distribution curves and the optimization of gas-lift. A parametric study is performed, showing the influence of some governing parameters, such as tubing diameter, in the production flow rate. The results obtained were compared with pertinent literature and are physically reasonable, showing that the software developed is promising.

[pt] Análise da propagação eletromagnética através de poços de petróleo com auxílio de técnicas de apoio a decisão estuda a viabilidade de telemetria sem fio de fundo de poço a quilômetros de profundidade. A maior dificuldade são as perdas por propagação, definindo, assim, a direção de pesquisa deste trabalho. Essa dificuldade surge devido a grande diversidade de fluidos utilizados no interior do poço, com características condutoras, tornando extremamente difícil a previsão do comportamento de propagação. O trabalho foca, então, no problema de atenuação do sinal eletromagnético através do fluido, analisando suas causas com uso de modelagem eletromagnética e simulação Monte Carlo. Primeiramente, são definidos modelos de propagação analíticos. É mostrado que o sistema apresenta frequências em que ocorre propagação em modo TEM e desenvolve-se, então, um modelo análogo ao de uma linha de transmissão, permitindo, assim, a utilização de toda teoria de circuitos elétricos. Com este modelo, estima-se a impedância de entrada do sistema, revelando que esta varia, principalmente, entre 10 ohms e 10k ohms com parte reativa considerável, a uma profundidade igual a lambda sobre quatro de comprimento de onda. Estima-se, também, a melhor posição para colocar os sensores, introduzindo uma tática que maximiza as chances de se ter um sensor sempre perto de um máximo de potência. Além disso, com o auxílio de simulações Monte-Carlo, estuda-se a influência da permissividade elétrica e da condutividade do meio na atenuação de propagação e na impedância de entrada do sistema, concluindo que existe uma probabilidade de 95% de que a constante de atenuação seja inferior a 0,8 10(-4) Np/m em 1MHz. Posteriormente, utiliza-se algoritmo genético clássico para propor um problema de design bem simplificado para o posicionamento de um gerador no topo do poço, atingindo o ótimo em torno de 25m de profundidade, para uma frequência ligeiramente inferior a 1MHz. Por fim, fora analisada a possibilidade de alimentação remota, revelando que fluidos com condutividade da ordem de 1,0 10(-6) S/m permitem alimentação em profundidades elevadas. / [en] Analysis of electromagnetic propagation through oil wells with the aid of decision support techniques studies the viability of wireless downhole telemetry. The difficulty is the propagation losses, thereby defining the direction of this research work. This difficulty arises because of the wide variety of fluids used in the well, with conductive features, making it extremely difficult to predict the behavior of propagation. The paper focuses then on the problem of signal attenuation in the fluid, analyzing their causes with the use of electromagnetism and Monte Carlo. First, propagation models are defined analytically. It is shown that the presence of frequencies in TEM mode propagation occurs and develops, then a model analogous to a transmission line, thus allowing the use of electrical circuit theory. With this model, we estimate the input impedance of the system, revealing which ranges from 10 ohms and 1.0kohms to a depth equal to lambda over four. Furthermore, with the aid of Monte-Carlo simulations, we study the influence of permittivity and conductivity of the medium in the attenuation and input impedance of the system, concluding that there is a probability of 95% of the attenuation constant is less than 0.8·10(−4) Np/m at 1MHz. Later, we use classical genetic algorithm to propose a design problem for the positioning of a generator at the well, with excellent about 29, 7m deep and 1MHz. Finally, the possibility was considered remote power, revealing that fluids with a conductivity of 1.0 · 10(−6) S / m at depths allow high power.

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T02:24:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Mello_SamuelFerreirade_M.pdf: 5532119 bytes, checksum: bd96341bedac10788b77f2035e64d4b3 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: O aumento significativo do volume potencial de petróleo se deve às descobertas recentes de reservatórios de petróleo localizados em profundidades de camada pré-sal que contém CO2, em alguns casos, em quantidade superior a 10% e frações voláteis, em condições de grande desvio do comportamento dos gases ideais. A literatura sugere que nesses casos é necessário o uso de modelos composicionais de simulação de reservatórios. Neste trabalho procurou-se através de estudos do comportamento de fluidos diagnosticar fatores decisivos do tratamento de fluidos para a aplicação confiável da simulação composicional em reservatórios de petróleo similares aos da camada pré-sal. Ênfase especial foi dada ao estudo do comportamento de fases e à simulação de método de recuperação melhorada de óleo baseados na injeção de CO2. Para isto, foram obtidos da literatura um modelo geológico de reservatório heterogêneo, dados de permeabilidade relativa e dados PVT da caracterização de óleos leves (acima de 20º API de densidade) e ricos em CO2 (3% a 20% da fração molar). Foi feita uma modelagem pelo ajuste termodinâmico de equações de estado aplicadas ao petróleo, onde foram testadas diferentes representações termodinâmicas (de 5 a 24 componentes), dois diferentes métodos de ajustes de equações de estado e dois modelos geológicos. Os resultados obtidos foram analisados e comparados em diferentes combinações para o estudo da sensibilidade de parâmetros críticos de fluido para a simulação composicional, como a escolha de pseudocomponentes, a escolha de equações de estado e a escolha de técnicas de ajuste de equações de estado. Os resultados ressaltam a importância não só da qualidade de dados experimentais adequados, como da escolha cautelosa de modelos teóricos termodinâmicos adequados, de técnicas de ajuste de dados experimentais e do uso cuidadoso da pseudoização. O estudo conclui que a alteração indiscriminada em qualquer uma destas variáveis pode comprometer a confiabilidade de um modelo de simulação de reservatórios. O estudo conclui que diferentes técnicas de regressão de equações de estado não são equivalentes e também mostra que a relação entre a pseudoização e a redução do tempo computacional não é direta. Os resultados deste trabalho são importantes para estudos futuros de simulação composicional / Abstract: The Brazilian expected oil potential has increased substantially after the discoveries of subsalt located deep oil reservoirs and they are regarded with huge economic importance for Brazil. Some of these fields contain above 10% molar CO2 and volatile fractions, submitted to conditions that differ greatly from that described by ideal gas models. Compositional reservoir simulation is fundamental for the description of these phenomena. Although this technique improves the reservoir management, the modeling of fluid data is needed due to computational limitation and it adds uncertainties that affect the quality of the compositional simulation and are not studied very often. The objective of this work is to identify key factors in order to allow the reliable application of compositional simulation to petroleum reservoir analogous to the Brazilian subsalt reservoirs. Special highlighting was given to the phase behavior and simulation of enhanced oil recovery methods based on the CO2 injection applied to heterogeneous reservoirs. This required the acquisition from literature of a heterogeneous reservoir geological model, of a singular set of relative permeability data and of several sets of PVT data characterizing light oils (over 20º API gravity) that are also CO2 enriched (from 3% to 20% of molar fraction). From these PVT sets of data it was necessary to perform the thermodynamic match of equations of state applied to complex hydrocarbons mixtures. An oil with different extended and lumped thermodynamic versions was tested with two different equations of state matching methods from literature and two different geological models. The results obtained were analyzed and compared under different combinations for the sensitivity study of critical fluid parameters for the compositional simulation. This work emphasizes the importance not only of experimental data quality, but also of the equation of state choice, regression method choice and the careful use of lumping. The study concludes that the indiscriminate alteration in any of these variables may harm the model reliability of reservoir simulation. The study concludes that different PVT tuning techniques are not equivalent and also shows that the relation between lumping and computational time reduction is not direct. The results of this work are important for future compositional simulation studies / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Arnaldo Vieira Moura / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Computação / Made available in DSpace on 2018-08-06T15:19:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Pereira_RomuloAlbuquerque_M.pdf: 1452483 bytes, checksum: 19f11b532a512f1e86efa79195a4e8ce (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: Este trabalho de mestrado procurou estudar e resolver um problema real de escalonamento das atividades de desenvolvimento de poços de petróleo em alto mar. Uma versão mais simples deste mesmo problema foi provada ser NP- difícil. Nosso estudo se concentrou no problema real enfrentado pela Petrobrás, com todas suas características e nuances. Antes que locais promissores de bacias petrolíferas sejam efetivamente desenvolvidos em poços de petróleo produtivos, é necessário realizar diversas atividades de perfuração, completarão e interligação nesses locais. O escalonamento dessas atividades deve satisfazer várias restrições conflitantes e buscar a maximização da produção de petróleo em um dado horizonte de tempo. O problema foi atacado em duas etapas: uma sem considerar o deslocamento de recursos e outra considerando-os. Para tal, adotamos a estratégia Greedy Randomized Adaptive Search Procedure (GRASP) e incorporamos várias técnicas específicas para obter melhor desempenho e qualidade da solução final. Os resultados são comparados com outros produzidos por uma ferramenta computacional baseada em Programação por Restrições (PR). Esta última, já em uso e bem aceita na empresa, foi desenvolvida pela Petrobrás. Resultados comparativos realizados em instâncias reais indicam que a implementação GRASP supera a ferramenta de PR produzindo soluções com expressivos aumentos de produção / Abstract: This dissertation aimed at studying and solving a real world scheduling problem. We deal with the scheduling of offshore oil well development activities. A simpler version of this same problem was proved to be in NP-hard. Our approach treats this problem as faced by Petrobras, with all its characteristics and details. Before promising locations at petroliferous basins become productive oil wells, it is often necessary to complete activities of drilling, completion and interconnection at these locations. The scheduling of such activities must satisfy several conflicting constraints and aim at the maximization of oil production. The problem was solved in two parts: one without considering resource displacements and other taking into account such displacements. For such, we used a Greedy Randomized Adaptive Search Procedure (GRASP) metaheuristic and used several techniques and variants in order to obtain more efficiency and produce better solutions. The results are compared with schedules produced by a well-accepted constraint programming implementation. Computational experience on real instances indicates that the GRASP implementation is competitive, outperforming the constraint programming implementation / Mestrado / Otimização Combinatoria / Mestre em Ciência da Computação