[pt] Neste trabalho será descrito o Índice de Pressão criado a partir da conjunção da margem de refino e dos diferenciais de preços dos petróleos físicos. Este índice tem por função revelar possíveis descolamentos entre o preço do benchmark ICE Brent e os diversos petróleos físicos negociados. Como os benchmarks sofrem influência de diversos outros fatores econômicos, e não somente dos dados correntes de oferta e demanda, de tempos em tempos, movimentos anormais ocorrem. Espera-se também, que tentativas de manipulação dos benchmarks via operações no mercado futuro tornem-se explícitas a partir da observação do Índice de Pressão. Sua definição busca demonstrar qual o papel dos diferenciais na identificação das condições correntes de equilíbrio do mercado físico com relação ao mercado financeiro. Na primeira parte do trabalho, há uma breve descrição do mercado e sua evolução histórica. Ainda no início do trabalho, agentes chave serão apresentados e seus papéis descritos. No capítulo 3, será apresentado o mercado do Mar do Norte e a mecânica de funcionamento dos seus principais benchmarks. Uma atenção especial será dada aos complexos instrumentos que conectam as dimensões físicas e financeiras do mercado. No capítulo 4 será descrita como o funcionamento do mercado se dá a partir das negociações baseadas em diferenciais ou spreads. No capítulo final, será introduzido o Índice de Pressão. O foco deste trabalho será na definição do Índice, bem como, na aplicação da teoria num estudo de caso do petróleo colombiano Castilla. Desta forma, podemos definir este trabalho como um estudo de caso qualitativo. / [en] In this work the Pressure Index, created from the conjunction of the refining margin and the price differentials of the physical oils, will be described. This index is intended to reveal possible mismatches between the ICE Brent benchmark price and the various traded physical oils. As the benchmarks are influenced by several other economic factors, not only from the current supply and demand data, from time to time, abnormal movements occur. It is also expected that attempts to manipulate the benchmarks will become explicit. The Pressure Index seeks to demonstrate the role of the differentials in the identification of the current equilibrium conditions of the physical market in relation to the financial market. On the beginning, there is a brief description of the market and its historical evolution. Key agents will be introduced and their roles described. In Chapter 3, the North Sea market and the mechanics of its main benchmarks will be presented. Attention will be paid to the complex instruments that connect the physical and financial dimensions of the market. In Chapter 4 it will be described how the operation of the market takes place from the negotiations based on differentials or spreads. In the final chapter, the Pressure Index will be introduced. The focus of this work will be on the definition of the Index as well as on the application of the theory in a case study of the Colombian petroleum Castilla. In this way, we can define this work as a qualitative case study.

[pt] Frente às dificuldades de perfurar poços em reservatórios caracterizados por carbonatos fraturados e depletados, com frequente ocorrência de massivas perdas de fluido para formação e impossibilidade de manter o retorno de fluido para superfície, foi desenvolvida a técnica FMCD- Floating Mud Cap Drilling. A técnica consiste na perfuração com bombeio contínuo de fluido pela coluna de perfuração e também pelo anular do poço, injetando todo fluido e formação cortada pela broca para o reservatório. Na técnica convencional de perfuração, o fluido é bombeado pela coluna e retorna pelo anular, sendo possível monitorar continuamente a ocorrência de kicks - influxos acidentais de hidrocarbonetos no poço No entanto, na técnica FMCD, devido à ausência de retorno de fluido no anular, torna-se necessário adotar métodos não convencionais de monitoramento e prevenção de kicks, sendo o principal método, a injeção continua de fluido pelo anular, a uma vazão determinada, que evite influxos do reservatório e migração de hidrocarbonetos para superfície, denominada vazão de segurança. Inicialmente é apresentada uma contextualização da perfuração de poços offshore com técnica convencional e técnica FMCD, associada a uma ampla revisão bibliográfica sobre a técnica, e também de modelos e experimentos de fluxo óleo-água. Por fim, como objetivo principal da dissertação, é realizado a discussão de premissas, análise da vazão de segurança e métodos de monitoramento de influxos. Contudo, é esperado que a revisão bibliográfica e análises desenvolvidas, auxiliem em futuros projetos de perfuração com a técnica FMCD- Floating Mud Cap. Drilling. / [en] With the oil carbonate reservoirs exploration and exploitation around the world and the Brazilian coast, new challenges for well drilling are found which requires new techniques to be developed. The carbonate reservoirs can present fractures with high conductivity along its structure, often accompanied by geological faults. When associate with scenarios where the reservoirs are depleted, due to the ongoing production of these oil fields, may lead to fluid severe losses into the formation during the news well construction. For decades, in case of total loss at offshore wells drilling, the proposed solution has been to pump sealing material into the formation and, persisting the losses, to end it with a cement plug in open hole and make another attempt to drill the interval. When these procedures were not effective, the wells were often abandoned. On one side, it should be emphasized, that pumping sealant material and cement into the producing reservoir is undesirable, due to the possibility of damaging the intervals of greater permeability and production potential which may bring reduction in productivity (or injectivity) of the well. On the other side, continuing the drilling with fluid total loss may be intolerable from the operational safety point of view, as it is not possible to use conventional kick detection methods, that are mainly based on drilling fluid mass control. Facing these difficulties of drilling wells in reservoirs characterized by fractured and depleted carbonates, the FMCD (Floating Mud Cap Drilling) technique was developed. The technique consists of drilling with continuous pumping of fluid both through the drilling column and the well annulus, injecting all fluid and formation cuts into the reservoir.

Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2012-10-22T17:53:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 230069.pdf: 18786227 bytes, checksum: 37219692730c9c351c5735e1c75ef0b3 (MD5) / Este trabalho propõe uma metodologia numérica para a simulação do escoamento multifásico em reservatórios de petróleo utilizando o Método de Volumes Finitos baseado em Elementos (EbFVM). Este método emprega malhas não-estruturadas com elementos triangulares e/ou quadrangulares, o que lhe confere maior flexibilidade e generalidade. Os poucos métodos disponíveis na literatura de petróleo que utilizam malhas não-estruturadas tratam os fluxos nas interfaces dos volumes de controle de forma inadequada. Isto causa dificuldades quando triângulos obtusos são empregados e origina interpretações equivocadas da transmissibilidade. Propõe-se neste trabalho um novo cálculo do fluxo da forma exata e que flexibiliza o processo de construção de malhas que representem com maior fidelidade as heterogeneidades, poços horizontais e verticais, e falhas, o que contribui para a diminuição do tempo de simulação. A solução das equações resultantes foi obtida empregando-se os métodos IMPES (Implicit Pressure Explicit Saturation) e Totalmente Implícito. O sistema linear foi resolvido pelo método multigrid baseado na correção aditiva, que aglomera os blocos da malha levando em consideração os coeficientes do sistema linear. A operação de refinamento localizado é facilitado pela adoção de um sistema de coordenadas locais que permite um tratamento similar a todos os elementos da malha o que elimina a imprecisão numérica das técnicas de refino tradicionais. Demonstra-se que é possível lidar com os mapas de permeabilidade em sua forma completa e sem médias, um aspecto importante na simulação de reservatórios heterogêneos e anisotrópicos. O modelo resultante é fisicamente consistente e leva a uma clara interpretação das transmissibilidades, revelando que triângulos retângulos e obtusos podem ser usados sem maiores restrições. Ao comparar os resultados obtidos com os dos modelos usualmente empregados na simulação de reservatórios de petróleo, o método EbFVM proposto mostrou-se mais flexível e menos susceptível ao efeito de orientação de malha.

[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] Durante o tempo em serviço, estruturas e componentes de equipamentos podem falhar e causar acidentes. Isto geralmente conduz a danos materiais podendo, ainda, causar perda de vidas humanas e danos ambientais. Frequentemente, os eventos danosos são originários de falhas de materiais e de fabricação, sobrecargas não previstas ou outros problemas oriundos do tempo de operação ou deficiência de manutenção de um componente. Neste estudo, com base numa análise de propagação de trinca superficial submetida a carregamento, se avaliou a integridade de um flange da conexão de topo de uma linha flexível, sob condições criogênicas de operação. Quando em serviço, a falha deste conector pode ocasionar interrupções na produção, dano a equipamentos e meio ambiente, bem como fatalidades em plataformas offshore de petróleo. As linhas (dutos) flexíveis utilizadas para injetar gás CO2 nos reservatórios de petróleo no país trabalham submetidas a elevadas pressões internas (da ordem de 10.000 psi), o que aumenta o risco de falha do componente. Além disto, a selagem da conexão flangeada pode falhar e provocar um vazamento de fluido gasoso, proporcionando uma queda acentuada da temperatura local e potencializando a fratura frágil do componente. O cenário proposto para o estudo foi relacionado a possível falha na vedação do anel BX, localizado entre a conexão da linha flexível e a plataforma de petróleo. A metodologia foi dividida em duas etapas: a primeira corresponde à análise global linear elástica do conector na ausência de trincas e baseada no método de elementos finitos (MEF). Na segunda etapa da análise, se introduziu uma trinca no conector na região com os maiores níveis de tensão e onde é possível realizar ensaio por líquido penetrante. Assim, o estudo se concentrou na conexão flangeada do conector, adotando como um aço com 9 por cento de níquel em sua composição química, liga ferrosa de larga aplicação em tanques de armazenagem de GNL. Se buscou avaliar a resistência à fratura do material através da associação de condições severas de carregamento, baixas temperaturas e tamanho de trinca em flanges de dutos flexíveis, conforme critério severizado da norma API 6A. Desta maneira, se espera contribuir para que a indústria offshore de petróleo tenha mais uma opção de material para ser adotado na fabricação de conectores de topo das linhas flexíveis que trabalhem em condição criogênica. / [en] During the time in service, structures and equipment components can fail and cause accidents. This usually leads to damage and may also cause loss of human lives and environmental damages. Often, harmful events are originated from materials and manufacturing faults, unforeseen overloads or other problems arising from the operation time or component maintenance deficiencies. In this study, based on the analysis of surface crack propagation under loading, was assessed the integrity of a top connecting flange of a flexible line operation under cryogenic conditions. When in service, the failure of this connector may cause production disruptions, damages to the equipment and the environment, as well as human fatalities on offshore oil platforms. In Brazil, flexibles lines (ducts) used to inject CO2 gas in oil reservoirs work subjected to high internal pressures (of the order of 10,000 psi), which increases the risk of a component failure. Moreover, the damaged flange may cause leakage of gaseous fluid resulting in very low local temperatures and resulting in brittle fracture enhancing of the component. The scenario proposed in this study is related to a possible seal BX ring failure which is located between the flexible line connection and the oil platform. The methodology was divided into two stages: the first corresponds to the linear elastic global analysis of the connector in the absence of cracks and based on the finite element method (FEM). In the second stage of analysis, it introduced a crack on the connector in the region with the highest stress levels and where it is possible to test for penetrant. Thus, the study focused on the flange connection connector, adopting as a steel with 9 per cent nickel in its chemical composition, ferrous alloy wide application in LNG storage tanks. He sought to evaluate the fracture resistance of the material through the combination of severe loading conditions, low temperatures and 9 cracks in flanges of flexible ducts as severe criteria standard API 6A standard. Thus, it is expected to contribute to the offshore oil industry has one more material option to be adopted in the manufacture of top connectors of the flexible lines working in cryogenic condition.

[pt] O presente estudo consiste na avaliação de riscos dentro do escopo de trabalho da área de Programação da Logística de derivados de petróleo e álcoois da PETROBRAS no Estado de São Paulo e região Centro-Oeste. A matéria-prima da Logística é a informação, fator primordial para a tomada de decisão. A correta identificação e mensuração dos riscos fornecem subsídios para o sistema se preparar contra ameaças ao cumprimento das movimentações, bem como para visualização de oportunidades de melhorias. A partir da descrição da cadeia de suprimento é possível verificar quais etapas ou processos são mais suscetíveis a eventos cuja relevância possa resultar em impacto na entrega dos produtos. A metodologia utilizada possui como referência o módulo de análise de riscos do PMBOK (Project Management Body of Knowledge), guia que reúne boas práticas no gerenciamento de projetos desenvolvido pelo PMI (Project Management Institute). Para fins de aplicabilidade do método será proposto um estudo de caso para avaliar os riscos existentes na movimentação de um determinado produto em um recorte da área de atuação definida. Uma correta avaliação dos riscos e seus desdobramentos podem permitir um melhor planejamento da cadeia de suprimentos, bem como auxiliar a tomada de decisão quanto a melhorias e investimentos no sistema. / [en] This study consists in operational risk valuation of oil derivatives and ethanol´s scheduling of Petrobras logistics area in São Paulo State and brazilian Center-West region. The raw material of Logistics is information, primary factor for decision. The correct identification and risk measuring provide subsidies for the system to take care against threats that can hit product distribution. Thus, it helps to focus continuous improvement. Starting with the supply chain description it is possible to check which steps or processes are more susceptible to events that can result in impacts on delivery products. The applied metodology is based in PMBOK (Project Management Body of Knowledge) risk analysis module, a guide of good practice in project management developed by PMI (Project Management Institute). It was proposed as a model application a case study to measure the risks of a determined product supply in a specific area. A correct risk approach can enhance opportunities and reduce threats to supply chain management. It allows a better planning process and gives support to decision making for upgrades in the system.

[pt] Dadas as expectativas de grandes descobertas de petróleo no Brasil (que incluem o pré-sal) a recente legislação que regulamenta a medição de vazão de petróleo e gás natural no país - e que faz intenso uso de infra-estrutura laboratorial- está sendo revista. A presente pesquisa de mestrado tem por objetivo desenvolver uma análise crítica envolvendo aspectos técnicos e legais do Regulamento Técnico de Medição de Petróleo e Gás Natural (RTM) instituído pela Portaria Conjunta ANP-INMETRO 001/2000. A motivação institucional para o desenvolvimento da pesquisa origina-se do interesse da Petrobrás em colaborar para o avanço do conhecimento relacionado às tecnologias e aos aspectos legais da medição. E, também, da experiência do autor no setor de contratos da Petrobrás cuja problemática da medição da produção de petróleo e gás natural está sendo revista. O trabalho foi desenvolvido no contexto de recentes descobertas de campos gigantes em águas profundas e ultra-profundas. Após o anúncio dessas novas reservas, agentes econômicos têm pressionado a Agência Nacional de Petróleo (ANP) para revisar e reavaliar o Regulamento Técnico de Medição instituído pela Portaria Conjunta ANP-INMETRO 001/2000. O trabalho seguiu os seguintes preceitos metodológicos (i) estudo de legislações aplicáveis à medição de petróleo e gás de países industrializados; (ii) entrevista com especialistas do INMETRO, ANP, Petrobrás (CENPES, divisão de contratos) e com dirigentes técnicos dos principais laboratórios de medição de vazão de petróleo e gás ern operação no país (IPT, CT-PETRO, CT-GÁS, CONAUT, METROVAL, EMERSON) para avaliar pontos críticos da Portaria Conjunta ANP-INMETRO; (iii) análise da consistência e adequação técnica e jurídica da referida Portaria e (iv) identificar novas demandas e necessidades da indústria de petróleo e gás natural no país. Dentre os resultados da pesquisa destacam-se a identificação e a classificação de aspectos técnicos e legais da Portaria ANP-INMETRO 001/2000 que carecem de revisão. Como conclusão, o trabalho sugere a adaptação da legislação vigente para fazer frente a novos desafios impostos ao setor. / [en] Because of the expectation for further massive oil fmdings in Brazil`s continen tal platform-including the presalt play-, the existing laws which regnlate the oil and natural gás measurement involving intensive use of laboratory infras-tructure are being reviewed. The objective of this M.Sc.`s research project is to assess legal and technical aspects of the Joint Administrative Rule ANP-INMETRO / 001/2000, specifically the Technical Regulation of Oil and Natural Gás Measurement (RTM).The inotivation of this work emerged frorn the anthors own experience at the legal department of Petrobras dealing with custody transfer contracts where measurements of the production of oiland natural gás play a key economic role. Following the announcements of the ultra-deep giant fields, the work was developed in an economic context where agents are pressing the Brazilian Petroleum Agency (ANP) the national oil and gás regulator to review and reassess the applicable Technical Regulation of Measurement (RMO). The project followed four methodological precepts (i) study of applicable laws to the flow measuremeut of oil and gás in developed countries; (ii) interview with experts of INMETRO, ANP, PETOBRAS (CENPES, division of contracts) and technical managers of themain laboratories involved in flow measurements (IPT, CT-PETRO, CTGAS, CONAUT, METROVAL, EMERSON) to ascertain criticai points in the Joint Administrative Rule ANP-INMETRO; (iii) analysis of consistency of legal and technical aspects of the Administrative Rule and (iv) identify new demands and needs of the oil and gás industry in the country. As the main result, the work identified and characterized technical and legal aspects of the legislation related to oil and gás flow measnrements to help reformulate and update the Administrative Rule, ANP-INMETRO 001/2000. In conclusion, the oil and gás legislation conccrning the Technical Regulation and Measurement should be adapted to new exploration challenges.

[pt] A injeção de água é o método mais comum para manter a pressão e melhorar a recuperação de óleo contido em um reservatório. A eficiência de recuperação de óleo no caso de óleos pesados é limitada pela alta razão de mobilidade entre o fluido deslocante e o fluido deslocado. Como a sede mundial por energia aumenta todo ano, enquanto o fluxo de petróleo dos campos petrolíferos conhecidos juntamente com a descoberta de novos reservatórios declina a uma velocidade considerável, torna-se indispensável utilizar métodos mais efetivos para extrair o petróleo dos reservatórios conhecidos. Diferentes métodos de recuperação avançada de óleo são desenvolvidos em busca de alternativas. A injeção de dispersões, em particular a injeção de emulsões óleoem- água, como um agente de controle de mobilidade do fluido injetado tem sido testada e estudada com relativo sucesso. Porem esta técnica ainda não é totalmente desenvolvida ou compreendida. O uso efetivo de injeção de emulsões como uma alternativa para a recuperação de petróleo requer uma completa análise dos diferentes regimes de fluxo de emulsões dentro do espaço poroso de um reservatório. Se o tamanho de gota da fase dispersa for da mesma ordem de magnitude do tamanho de poro, as gotículas podem se aglomerar e bloquear parcialmente o escoamento através do espaço poroso, controlando assim a mobilidade do fluido deslocante, obtendo assim um deslocamento mais uniforme e um aumento no fator de recuperação. Este trabalho tem como objetivo principal o estudo do processo de deslocamento de óleo em um meio poroso por injeção de água e emulsões óleo-in-água. Diferentes experimentos foram realizados para análise de diferentes aspectos do problema, incluindo a injeção alternada de água e emulsão óleo-em-água a diferentes vazões, injeção alternada de água e emulsão em meios com diferentes permeabilidades conectados paralelamente e visualização do escoamento através de um meio poroso transparente formado por esferas de vidro não consolidadas. Um modelo do escoamento de emulsão foi considerado através da modificação da curva de permeabilidade relativa da fase aquosa, que é escrita como função não só da saturação, mas também da concentração de gotas de emulsão e do número de capilaridade local. O processo de deslocamento de óleo através de injeção alternada água-emulsão foi também estudado numericamente através de um código desenvolvido em Matlab utilizando o modelo TPFA (Two Flux Approximation) and IMPES (IMplicit Pressure and Explicit Pressure Saturation). / [en] Water injection is a common method to maintain reservoir pressure and improve oil recovery. The efficiency of oil recovery in the case of heavy oils is limited by the high mobility ratio between the injected water and oil. As the world thirst for energy is increasing every year while oil production from known oil reservoirs together with the discovery of new oil reservoirs deplete at considerable rate, it becomes indispensable to use more effective methods to produce oil from known reservoirs. The injection of dispersions, in particular of oil-in-water emulsions, as an agent of mobility control of injected fluid has been tested and studied with relative success. However this technique is not completely developed and understood. The effective use of emulsion injection as an alternative for oil recovery needs a complete analysis of different regimes of emulsion flow through the pore space of a reservoir. If the drop size of the dispersed phase is of the same order of magnitude of the pore size or lager, the drops can agglomerate and partially block the flow through the pores, thus controlling the displacing fluid mobility, getting a more uniform displacing front and an increase in the oil recovery factor. The main goal of this work is the study of oil displacement process through a porous media by water and oil-in-water emulsion injection. Different experiments were carried out for analysis of different aspects of the problem, including the alternating injection of water and oil-in-water emulsion at different flow rates, through cores with different permeabilities connected in parallel, and visualization of flow through a transparent non consolidated porous media, formed by glass beads. A model of emulsion flow was considered by modifying the relative permeability curve of the aqueous phase, which is written as a function not only of the aqueous phase saturation, but also as a function of the emulsion drop concentration and local capillarity number. The process of oil displacement by alternated water-emulsion injection was also studied numerically by a code developed in Matlab using TPFA (Two Flux Approximation) and IMPES (IMplicit Pressure and Explicit Pressure Saturation) methods.

[pt] Os processos de destilação atmosférica e a vácuo do petróleo têm como sub-produtos mais pesados os resíduos atmosféricos e de vácuo, respectivamente. Modelos encontrados na literatura não descrevem bem a dependência da viscosidade com a temperatura para estas frações. Há grandes diferenças entre valores experimentais e calculados e no comportamento da curva temperatura X viscosidade. As viscosidades dinâmicas de sete diferentes amostras de resíduos foram determinadas experimentalmente. As amostras foram caracterizadas através de ensaios de: densidade, SARA, concentração de asfaltenos e destilação simulada. Com base em suas características físicas são propostos modelos de viscosidade de frações pesadas de petróleo. / [en] Atmospheric and vacuum residua are the heaviest byproducts of the distillation processes. Literature models don't describe well the viscosity dependency on temperature of these fractions. There are large differences between experimental and calculated values and at the temperature X viscosity curve. Dynamic viscosities of seven different samples were experimentally determined. The samples were characterized by: density, SARA, asphalthene concentration and simulated distillation. Based on their physical characteristics, viscosity models for heavy fractions of oil are proposed.

[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.