[pt] Com o objetivo de aumentar a capacidade dos poços petrolíferos, métodos convencionais de recuperação são utilizados, os quais consistem na injeção de água ou gás para a manutenção da pressão do reservatório. A produção do óleo ocorre através do deslocamento do mesmo no espaço poroso, onde a água, fluido deslocante, é injetada para ocupar gradualmente o espaço do óleo, fluido deslocado. Devido aos efeitos capilares e às heterogeneidades do meio poroso, uma parcela de óleo residual acaba ficando retida no reservatório, apresentando baixo fator de recuperação de óleo devido a elevada viscosidade do óleo em relação à viscosidade do fluido injetado e altas tensões interfaciais entre os fluidos. A adição de polímeros à água garante um aumento na sua viscosidade, melhorando a razão de mobilidade água/óleo no meio poroso. Uniformizando a frente de avanço e melhorando a eficiência de varrido devido à melhora no deslocamento do óleo. O presente trabalho analisa o comportamento viscoelástico do polímero, isolando o efeito viscoso e elástico em função das taxas de cisalhamento e extensão, implementado em um modelo de simulação de injeção de polímeros na escala de reservatórios. O efeito das propriedades reológicas da solução polimérica mostram nos resultados de produção uma frente de avanço mais estável e consequentemente uma melhora na taxa de recuperação de óleo quando avaliou-se o comportamento puramente cisalhante. Entretanto uma melhora na taxa de recuperação e na estabilidade da frente de avanço para o comportamento puramente extensional só pode ser observado quando o número de capilaridade foi aumentado consideravelmente. / [en] Aiming to increase the capacity of oil fields, conventional recovery methods are used. These methods consist in the injection of water or gas to maintain the reservoir pressure. The oil production typically takes place by displacing this oil in the porous media, where the displacing fluid (water) is injected to gradually occupy the space of the displaced fluid (oil). Since due to capillary effects and the heterogeneity of the porous media, a residual oil portion ends up trapped in the reservoir. These methods lead to low values of oil recovery factor, which occurs mainly by two factors: high viscosity of the reservoir s oil in relation to the viscosity of the injected fluid and high interfacial tension between the fluids. The addition of polymers to the water ensures an increase in the viscosity of the injected fluid, improving mobility ratio between water and oil in the porous media. Thus, standardizing forward swept and improving the swept efficiency due to improved oil displacement, which reduces the formation of preferential paths in the reservoir, usually called fingers. This paper analyzes the viscoelastic behavior of the polymer, by isolating the viscous and elastic effect in function of its extension and shear rates, implemented in a polymer injection simulation model in a reservoir scale. The effect of the rheological properties of the polymer solution show in the production results a more stable injection front and consequently an oil recovery rate improvement when evaluated as a purely shear behavior. However an improvement in the recovery rate and stability of the injection front for pure extensional behavior can only be observed when the capillary number is increased considerably.

[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.

Todos los peruanos tenemos el derecho a gozar de un ambiente equilibrado y adecuado al desarrollo de la vida (numeral 22 del artículo 2° de la Constitución). Este precepto constitucional está ligado a garantizar el bienestar de las personas dentro del ambiente donde se desarrollan. No obstante, la ejecución de actividades productivas puede generar un daño ambiental que involucre la salud de personas; es decir, que se afecte su bienestar. A fin de evitar esta situación, los titulares de dichas actividades tienen obligaciones que cumplir, siendo que el Estado peruano vela por el cumplimiento de las mismas y aplica, en caso corresponda, medidas para corregir esta situación. Considerando ello, este trabajo analiza dos pronunciamientos del Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental - OEFA que versan sobre derrames de hidrocarburos ocurridos en nuestra Amazonía en los últimos 4 años, mediante los cuales se determinó la responsabilidad administrativa por ocasionar un daño a la salud de las personas, así como la imposición de medidas administrativas contra la empresa responsable. De la revisión de dichos pronunciamientos, advertimos que sus análisis sobre el daño a la salud por influjo ambiental han sido divergentes. Si bien es factible que los pronunciamientos puedan diferenciarse, ello será correcto siempre y cuando los actos administrativos estén debidamente motivados y cumplan con los principios de la normativa administrativa. No obstante, en nuestra opinión, el OEFA no ha motivado sus pronunciamientos, al no explicar por qué no consideró la opinión de la autoridad de salud para determinar la afectación de la salud de las personas, considerando que se trata de un tema transectorial; así como, determinó la responsabilidad administrativa de la empresa valorando medios indiciarios que no tienen un sustento técnico. En este contexto, consideramos necesario: establecer lineamientos para definir el daño a la salud por influjo ambiental, así como su probanza en vía administrativa; establecer la obligatoriedad que la autoridad de fiscalización ambiental solicite un informe técnico antes de emitir su decisión final a la autoridad de salud, bajo responsabilidad administrativa; así como diseñar una política ambiental en temas de salud ambiental. Por último, el accionar de la vía administrativa como un mecanismo de comando y control tiene como fin asegurar el bienestar integral de las personas, lo cual no puede desconocer los derechos que asisten a los administrados inmersos en un procedimiento sancionador.

[pt] Emulsões podem ser formadas durante o processo de exploração dos reservatórios de petróleo. Essas emulsões podem trazer diversos prejuízos, como mudanças nas características dos óleos e problemas no bombeamento. Diante disso, aditivos químicos capazes de promover a desestabilização de emulsões de petróleo são importantes para otimizar o processo produtivo e mitigar os problemas causados. Há diversos estudos dedicados à avaliação de substâncias para atuar como desemulsificantes. Porém, a compreensão de como a estrutura química dos aditivos está correlacionada com as características físico-químicas dos óleos e emulsões ainda é escasso. Esse trabalho tem como objetivo entender como as características dos aditivos estão relacionadas com as particularidades de óleos parafínicos e asfaltênicos. Para isso, três óleos brasileiros foram usados para preparar e caracterizar emulsões água-óleo e avaliar sua estabilidade após o uso de diferentes aditivos. As emulsões preparadas com esses óleos apresentaram grandes diferenças nas propriedades reológicas. Entre elas, a viscosidade e gelificação em um dos óleos parafínicos, o que pode impactar diretamente na eficiência de desemulsificação devido à dificuldade de incorporação dos aditivos no bulk da emulsão. A estabilidade das emulsões foi estudada por testes de envelhecimento em diferentes condições de temperatura sem e com adição de diferentes aditivos: surfactantes, polímeros, ácidos orgânicos e inorgânicos e álcoois. De forma geral, aditivos anfifílicos com grupos aniônicos apresentaram melhor eficiência desemulsificante para todos os óleos. A aromaticidade, a acidez e o volume molecular dos aditivos também foram características importantes para a desemulsificação, porém, dependem da temperatura. Confirmou-se que a escolha de um desemulsificante para emulsões de petróleo depende da composição dos óleos e das características reológicas das emulsões formadas. Para emulsões de óleos parafínicos a temperatura foi determinante na eficiência de desemulsificação, enquanto para o óleo asfaltênico, a acidez influenciou mais. / [en] Emulsions can be formed during the exploration process of oil reservoirs. These emulsions, when unwanted, can bring several losses, such as loss of oil and changes in its characteristics and problems in pumping. Therefore, the development of chemical additives capable of promoting the destabilization of oil emulsions is important to optimize the production process and mitigate the problems caused. In the literature, there are several studies dedicated to the evaluation of substances to act as demulsifiers. However, the understanding of how the chemical structure of additives is correlated with the physicochemical characteristics of oils and emulsions is still scarce. This work aims to understand how the characteristics of the substances are related to the particularities of oils and their emulsions to better understand how demulsification occurs and also to propose additives with greater efficiency for the systems studied. To this end, three Brazilian oils were used to prepare water-oil emulsions and to evaluate the demulsifying capacity of different chemical additives. The stability of the emulsions was studied by aging tests under different temperature conditions without and with the addition of the different additives: surfactants, polymers, organic and inorganic acids and alcohols. The tests were carried out under different conditions to evaluate the effect of temperature mainly due to the high paraffin content in some oils. The characterization of the emulsions (without additives) showed large differences in rheological properties between the systems prepared with oils. These include viscosity, thixotropy and gelation in one of the paraffinic oils, which can directly impact the demulsification efficiency due to the difficulty of incorporating the additives into the emulsion bulk. From the aging tests, it was generally observed that amphiphilic substances with high interfacial activity and with anionic groups showed better demulsifying efficiency for all oils. The aromaticity, acidity and molecular volume of the additives were also important characteristics for demulsification, but they are temperature dependent. Finally, it was concluded that in general, the choice of a demulsifier for petroleum emulsions depends on the composition of the oils and the rheological characteristics of the emulsions formed. For paraffinic oil emulsions, the temperature was decisive for the demulsification efficiency, whereas, for the others, the acidity proved to be more decisive.

[pt] O presente estudo tem como objetivo o uso de simulação de eventos discretos para avaliar cenários e propor melhorias no processo de formação de carga para embarque marítimo de um derivado de petróleo. Foram simulados cenários com alterações em três variáveis, de modo a observar o impacto na produção anual: capacidade de armazenamento da refinaria, vazão de produção e tamanho do lote de embarque. A criticidade do processo está relacionada à produção ser interrompida por falta de espaço para armazenamento do produto, ao transporte intermodal nos elos da cadeia, à janela de carregamento rodoviário e à existência de incertezas e restrições inerentes às operações de produção, manuseio, armazenamento e transporte. Uma importante conclusão do estudo é que trabalhar com menor lote para embarque marítimo resulta em maior produção anual do derivado, ou seja, tem-se uma estratégia que não envolve nenhuma alteração nos processos ou na infraestrutura. Outros fatores que contribuíram para o aumento da produção anual foram a adição de um tanque na refinaria e o aumento da vazão de produção. As análises conduzidas no estudo são importantes insumos para a tomada de decisão referente ao gerenciamento dos estoques da refinaria e da cadeia de suprimentos. A técnica da simulação permitiu analisar diversos cenários sem a necessidade de implementá-los, mostrando-se, portanto, uma ferramenta eficaz com grande adição de valor ao estudo e à prática da organização. / [en] The present study aims to use discrete event simulation to evaluate scenarios and propose improvements in the batch formation process for the marine shipment of an oil product. Scenarios with changes in three variables will be simulated in order to observe the impact on annual production: storage capacity of the refinery, production flow rate and size of the shipment batch. The process is critical because of the fact that production is interrupted due to the lack of space for product storage, the intermodal transportation through the echelons in the chain, the loading window for the road modal and the existence of uncertainties and restrictions inherent to production, handling, storage and transportation operations. The study led to the conclusion that shipping a smaller batch results in a higher annual production, which is a strategy that does not involve any changes in processes or infrastructure. Other factors that contributed to the increase in annual production were the addition of a tank at the refinery and the increase in production flow rate. The analyzes conducted in the study are important inputs for decision making regarding the management of refinery and supply chain inventory. The simulation technique allowed the analysis of several scenarios without the need to implement them and is, therefore, an effective tool with great added value to the study and practice of the organization

[pt] Mudanças no preço de petróleo são fonte importante para flutuações econômicas, assim como uma proxy para choques globais, por afetar diversas economias simultaneamente. O modelo semi estrutural estimado visa representar uma pequena economia aberta com câmbio flutuante e regime de metas para a inflação, e foi calibrado e estimado com base em dados da economia brasileira. A inovação do modelo traduz-se pela existência de bens energéticos, aqui representados por derivados de petróleo. Estes têm seus preços influenciados pela cotação do petróleo internacional e são utilizados como insumo para a produção do bem final não energético, além de entrarem diretamente na cesta de consumo das famílias: refletindo o uso de gasolina para deslocamento, profissional e de lazer, e o uso de GLP para cozimento de alimentos. Neste modelo, um choque de 6 por cento na cotação internacional do petróleo leva a um aumento de 0,6 por cento na inflação headline e de cerca de 0,4 por cento na inflação core logo após o choque, que rapidamente retornam ao estado estacionário. A resposta da política monetária varia a depender se o Banco Central responde a desvios na inflação headline ou na inflação core, sendo o aumento dos juros menor para o segundo cenário. Ainda, uma regra de política monetária forward-looking tende a incorrer em maiores aumentos na taxa de juros por menos tempo, sendo menos contracionista. A resposta contracionista gera uma queda de 0,12 por cento a 0,18 por cento no consumo trimestral das famílias de forma hump-shaped, notadamente diante do menor consumo de bens energéticos (queda de 2 por cento), mas também de bens não energéticos (queda de 0,06 por cento a 0,12 por cento). / [en] Changes in the oil price are a source of relevant economic fluctuations, as well as a proxy for global shocks, since they affect different economies simultaneously. The estimated semi structural model aims to represent a small open economy with floating exchange rate and inflation targeting, having been calibrated and estimated based on Brazilian data. The innovation in this model lies on the inclusion of the energy sector, hereby represented by oil products. Their prices are influenced by the international oil price and they are used both for the production of the non-energy good, and in the household consumption basket, in order to represent the use of gas for commuting and leisure, as well as the use of liquefied petroleum gas for cooking. In this model, a 6 percent increase in the oil price leads to a 0.6 percent increase in headline inflation and a 0.4 percent increase in core inflation right after the shock, rapidly returning to its steady state level. The Central Bank reaction depends on whether the monetary policy rule responds to deviations from headline or core inflation. The interest rate increase is lower in the second scenario. Also, a forward-looking monetary policy rule leads to a higher increase in the nominal interest rate, but for a shorter period, being less contractionary, since it foresees that the oil price shock will have a short-lived impact on inflation. This contractionary policy leads to a hump-shaped 0.12-0.18 percent decrease in quarterly household consumption, notably due to a reduction in demand for energy goods (2 percent fall), but also for non-energy goods (0.06-0.12 percent fall).

[pt] A aplicação de espumas na indústria de petróleo ganhou interesse significativo nos últimos anos, demandando espumas estáveis nas condições da aplicação. Neste trabalho, foi realizado um estudo sistemático envolvendo surfactantes de diferentes naturezas químicas (aniônico, catiônico, não iônico e zwitteriônico) para formular espumas de N2 e CO2 em salmouras. Altas concentrações de sais promoveram a precipitação dos surfactantes aniônicos, especialmente com cátions bivalentes (Ca2+ e Mg2+). O coarsening foi significativamente mais intenso nas espumas de CO2, devido à sua grande solubilidade na fase aquosa. Posteriormente, três surfactantes e duas nanopartículas (NPs) de óxidos (SiO2 e Al2O3) foram usados em combinações de cargas similares ou opostas para estabilizar espumas de CO2 em salmoura com formulação complexa (DSW). Experimentos de tensão superficial, viscosidade, potencial zeta e tamanho hidrodinâmico permitiram a análise da estabilidade da espuma de CO2 com base no impacto das interações surfactante/NP nas propriedades em bulk e interfaciais. Sistemas com cargas opostas aumentaram a estabilidade da espuma; no entanto, maior concentração de NPs foi necessária para surfactantes de alta eficiência de adsorção em interface. Tanto a viscosidade quanto a rigidez dos filmes interfaciais aumentaram nesses sistemas, reduzindo a drenagem. Os resultados desta tese mostraram que ouso de NPs deve ser adaptado ao surfactante escolhido, considerandoas condições de salinidade e o pH do meio, para alcançar a interação entre propriedades interfaciais e reológicas capazes de reduzir a drenagem em aplicações envolvendo espuma de CO2 em salmoura. / [en] The application of foams in the petroleum industry has gained significant interest in the past few years, demanding stable foams under applications conditions. In this work, a systematic screening study was carried out using surfactants of different chemical natures (anionic, cationic, non-ionic, and zwitterionic) to formulate N2- and CO2-foams in different brines. High concentrations of salts, especially bivalent cations (Ca2+ and Mg2+), led to a decrease in foam stability of anionic surfactants due to precipitation. In addition, coarsening dominated the foam destruction mechanisms of CO2-foams, due to the large gas solubility in the aqueous phase, compared to N2. Subsequently, three ionic surfactants and two oxide nanoparticles (NPs) (SiO2 and Al2O3) were used in combinations of similar or opposite charges to stabilize CO2 foams in a complex brine, typical of injection fluids (desulfated seawater - DSW). Surface tension, viscosity, zeta potential and hydrodynamic size experiments allowed the analysis of CO2 foam stability based on the impact of surfactant/NP interactions on bulk and interfacial properties. All oppositely charged systems improved the foam half-life; however, a higher NP concentration was required for surfactants with high interface adsorption efficiency. Both bulk viscosity and rigidity of the interfacial films drastically increased in these systems, reducing foam drainage. The results from this thesis showed that the use of NPs should be tailored to the surfactant of choice, considering the conditions of salinity and pH of the medium, to achieve an interplay of interfacial and rheological properties able to reduce foam drainage in applications involving CO2 foam in brine.

[pt] Uma das tarefas mais importantes da Engenharia de Reservatórios é definir a estratégia de produção. Isso significa estabelecer, dentre outras coisas, quantidade, características, localização, planejamento operacional e cronograma de abertura dos poços, a fim de maximizar a recuperação de óleo e o valor presente líquido (VPL) do projeto. Assim, a definição da melhor estratégia de produção representa um problema de otimização complexo, devido à quantidade de variáveis envolvidas. Geralmente, muitas dessas etapas são executadas manualmente, demandando assim muito tempo e esforço por parte do especialista. A disponibilidade de uma ferramenta computacional, que possa auxiliar o especialista em parte desse processo, pode ser de grande utilidade tanto para a obtenção de respostas mais rápidas, quanto para a tomada de decisões mais acertadas. Diante disso, este trabalho propõe um modelo computacional, baseado em Algoritmos Genéticos, para otimizar o cronograma de abertura de poços, considerando restrições técnicas e operacionais impostas pelo problema. O modelo proposto foi avaliado por meio do estudo de três casos. O primeiro consiste em um reservatório simples que foi utilizado, principalmente, para identificar a configuração mais adequada dos parâmetros evolutivos do algoritmo genético. O segundo, que consiste em um reservatório com características similares às de um reservatório real, foi submetido a uma análise econômica para avaliar o desempenho do modelo de solução diante de cenários econômicos: real, favorável e desfavorável. Em todos os testes realizados, o modelo de solução obteve resultados promissores, com VPL s superiores em até 18,8 porcento comparados ao VPL obtido com o cronograma proposto pelo especialista. / [en] One of the most important tasks of Reservoir Engineering is setting the production strategy. That means establishing, among other things, amount, character, location, operational planning and well opening scheduling in order to maximize oil recovery and net present value (NPV) of the project. Thus, the definition of the best strategy for production represents a complex optimization problem due to the many variables involved. Generally, many of these steps are performed manually, requiring so much time and effort on the part of the expert. The availability of a computational tool that can assist the expert part of this process, may be useful both to obtain faster responses, as for making better decisions. Thus, this work proposes a computational model based on genetic algorithms to optimize the schedule of digging wells, considering technical and operational constraints imposed by the problem. The proposed model was evaluated by the study of three cases. The first consists of a single reservoir that was used primarily to identify the most suitable configuration of parameters evolutionary genetic algorithm. The second, consisting of a reservoir with characteristics similar to those of a real reservoir, was subjected to an economic analysis to evaluate the performance of the model solution in the face of economic scenarios: real, favorable and unfavorable. And the third is in a real reservoir. In all tests, the model solution obtained promising results, with higher NPV s up 18.8 percent compared to the NPV obtained with the schedule proposed by the expert.

[pt] Alguns óleos crus brasileiros formam emulsões estáveis, mesmo contendo baixo teor de asfaltenos, os quais são reconhecidos como os principais surfactantes naturais do petróleo. Este trabalho visou compreender os fatores que contribuem na formação e estabilização dessas emulsões através da caracterização de frações com atividade interfacial: os materiais interfaciais (IM) e os ácidos naftênicos (NA). Para isso, tais frações foram extraídas de três óleos crus brasileiros com API entre 21 e 30 graus, permitindo a caracterização da sua composição química e estrutura coloidal. Além disso, estas frações e os óleos residuais de suas extrações foram usados para preparar emulsões água-em-óleo (A/O). A caracterização química realizada por análise elementar, espectroscopia de infravermelho, ressonância magnética nuclear e espectrometria de massas, mostrou que os IM podem ser compostos por saturados, aromáticos, resinas e asfaltenos e NA por saturados e aromáticos. Porém, são enriquecidos em compostos aromáticos e com grupos polares, como ácidos carboxílicos, aminas, sulfóxidos e sulfônicos, em relação aos seus óleos de origem. Ainda assim, a fração de NA não apresentou um papel relevante nas emulsões. Já os compostos anfifílicos presentes nos IM são capazes de formar agregados coloidais caracterizados pela técnica de espalhamento de raios X a baixos ângulos (SAXS) e promover a formação de emulsões, mas não são suficientes para garantir sua estabilização. A remoção dos IM aumentou a auto-organização dos agregados no óleo cru residual e a estabilidade das emulsões, o que parece ter mais relação com propriedades reológicas do que com a atividade interfacial dos compostos. / [en] Some Brazilian crude oils form stable emulsions, even containing alow content of asphaltenes, recognized as the main natural surfactants in petroleum. This work aimed to understand the factors contributing to theformation and stabilization of these emulsions through the characterization of fractions with possible interfacial activity: interfacial materials (IM) and naphthenic acids (NA). For this, these fractions were extracted from three Brazilian crude oils with API between 21 and 30 degrees, allowing the characterization of their chemical composition and colloidal structure. Furthermore, these fractions and the residual oils from their extractions were used to prepare water-in-oil (W/O) emulsions. Chemical characterization carried out by elemental analysis, infrared spectroscopy, nuclear magnetic resonance, and mass spectrometry, showed that IM can be composed of saturates, aromatics, resins, and asphaltenes and NA by saturates and aromatics. However, they are enriched in aromatic compounds and polar groups, such as carboxylic acids, amines, sulfoxides,and sulfonic acids, concerning their original oils. Nevertheless, the NAfraction did not play a relevant role in emulsions. The amphiphilic compounds present in IM can form colloidal aggregates characterized by the small-angle X-ray scattering (SAXS) technique and promote the formation of emulsions. Still, they are not sufficient to guarantee their stabilization. The removal of IM increased the self-organization of aggregates in the residual crude oil and the stability of emulsions, which seems to be more related to rheological properties than to the interfacial activity of the compounds.

[pt] As reservas são os principais ativos responsáveis pela valoração das companhias petrolíferas frente ao mercado mundial. No entanto, para definir qualquer volume de hidrocarboneto como reserva, se faz necessária a construção de um plano de desenvolvimento para explorar e comercializar todo óleo e gás disponíveis. Com isso, o conhecimento prévio do volume de hidrocarbonetos se torna estratégico para antecipar o desenvolvimento e facilitar a obtenção de investimentos. O objetivo dessa dissertação é propor uma metodologia de previsão de reservas através de melhorias nos métodos propostos por Knoring et al. (1999) e Barcelos (2006). A primeira melhoria se refere à otimização do ajuste dos modelos propostos às séries históricas de volume recuperável através de um método iterativo para fornecer soluções iniciais ao método de estimativa dos mínimos quadrados não lineares. A segunda melhoria ocorre no processo de escolha do melhor modelo, evitando que todo o processo necessite ser revisto após a inserção de novos dados às series históricas a cada ano. Para analisar a eficácia do trabalho proposto, o método é aplicado à 7 séries históricas de volume recuperável e comparadas com a atual metodologia de previsão de reservas utilizada pela companhia patrocinadora do estudo. / [en] Reserves are the main assets responsible for valuation of oil companies in the world market. However, to set any volume of hydrocarbon as reserves, it is necessary to develop a business plan to exploit and commercialize all oil and gas available. Therefore, the prior knowledge of the volume of hydrocarbons becomes strategic to anticipate the development and facilitate the acquisition of investments. The goal of this dissertation is to propose a methodology for reserves forecasting through improvements in the methods proposed by Knoring et al. (1999) and Barcelos (2006). The first improvement is related to optimize the fit of the proposed models for recoverable volume time series via an iterative method to provide initial solutions to the nonlinear least squares estimation method. The second improvement occurs in the process of choosing the best model avoiding the whole process needs to be revised after inserting new data to historical series each year. To analyze the effectiveness of the proposed work, the method is applied to seven recoverable volume time series and compared with the current methodology of reserves forecasting used by the company sponsoring the study.