Orientador: Cesar Costapinto Santana / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:01:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Sa_CarlosHenriqueMarquesde_M.pdf: 2061062 bytes, checksum: 468bb23a35e3060b8fe733c33a74ee9c (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Através de dados experimentais obtidos em uma unidade de fluidização de partículas esféricas em geometria anular, são desenvolvidas correlações para avaliar o efeito da concentração de partículas sólidas na velocidade de sedimentação destas em fluidos não-Newtonianos independentes do tempo. São escolhidos dois modelos para a descrição do comportamento reológico dos fluidos em questão: o modelo de Ostwald de Waele (ou "'Power Law") e o modelo de Ellis. Outro aspecto abordado no presente trabalho é o retardamento na velocidade de queda da partícula causado pelas paredes do duto anular: o efeito de parede. Seguindo os princípios da Análise Dimensional, este efeito é relacionado com grupamentos adimensionais relevantes à situação física a partir de uma regressão não linear. Por fim, este trabalho é aplicado no cálculo da razão de transporte de cascalhos durante a perfuração de poços verticais de petróleo para diversas vazões de circulação. Vale a pena salientar que para as simulações desenvolvidas são utilizados parâmetros usuais nas perfurações convencionais de poços verticais de petróleo / Abstract: Using experimental data obtained from a spherical particles fluidisation unit in annular geometry, correlations are developed in order to evaluate the particle concentration effect on particle settling velocity in time independent non-Newtonian fluids. Two models are choosen to describe the rheological behavior of the fluids: the Ostwald de Waele model and the Ellis one. Another approach in this research is the retarding effect in the particle settling velocity caused by the annulus walls, known as wall effect. According to the principles of Dimensional Analysis, the wall effect is related to dimensionless groups adequate to describe the phenomenum through the use of non-linear reqression. The present work is applied to the simulation of the cuttings transport ratio in vertical oilwell drilling for several flow rates. Simulation is performed with parameter values used in conventional drilling / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Fernando J. Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:04:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ressurreicao_CarlosEugenioMelroSilvada_M.pdf: 8711427 bytes, checksum: 993d5d027cf411b24d8a412b8920050e (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Uma nova solução para o comportamento de produção de um poço interceptado por uma fratura vertical, assimétrica, totalmente penetrante, de condutividade finita, pro¬duzindo à pressão constante foi desenvolvida neste trabalho. É forneci da uma solução semi-analítica, com utilização das Funções de Green, considerando-se que o poço está 1ocalizado em um reservatório infinito, bem como, é considerado, também, o poço localizado em um reservatório limitado. São desenvolvidas soluções para os vários períodos de fluxo presentes durante o comportamento transiente. Os períodos de fluxo bilinear (1/ qwD versus ti/:!), linear (1/ qwD versus ti/;j) e pseudo radial (1/ qwD versus log tDxj), são estudados e seus compor¬tamentos verificados. São também desenvolvidas correlações para o "pseudo skin" para diferentes valores de assimetria (a) e condutividade (GjD), a partir da análise da solução para o período de fluxo pseudo-radial. Observação: O resumo, na íntegra, poderá ser visualizado no texto completo da tese digital / Abstract: New solutions to the production behavior of a finite conductivity assimetri¬cally fractured well, producing under constant pressure are developed in this work. Semianalitical solutions for both transient and the boundary dominated flow periods are obtained by means of the Greens Function Method. Solutions for the various flow periods during the infinite acting under' transient flow conditions are analysed. The bilinear (l/qwD vs t~:I)' linear (l/qwD vs t~;/) and pseudo radial (1/ qwD vs log tDxl), behaviour are verified. Correlations for the "pseudo skin" factor for different values of assimetry (a) and conductivity (CID) are also developed from the analysis of the pseudo radial flow solution. Note: The complete abstract is available with the full electronic digital thesis or dissertations / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Fernando Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:01:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Braga_SoniadeOliveira_M.pdf: 1957986 bytes, checksum: 8a317fb2821e8d36642a9e6c35eb67c5 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: O fluxo transiente de fluidos em reservatórios lineares que produzem por mecanismo de gás em solução, é estudado neste trabalho. Efeitos gravitacionais e de capilaridade são assumidos como desprezíveis. Estocagem e dano não são considerados e a água é considerada como incompressível e imóvel. Em particular, suporte teórico é dado para análise de testes em poços com fraturas hidráulicas verticais de alta condutividade, em reservatórios que produzem, por mecanismo de gás em solução, durante o período de fluxo linear na formação. o procedimento de análise é feito através de uma transformada, equivalente à transformada de Boltzman, que é obtida através da solução do problema do fluxo linear transiente monofásico, pelo método de Soluções Auto-Similares ("Self-Similar Solutions"). Esta transformada nos permite obter uma equação que calcula a saturação como uma função única da pressão e conseqüentemente definir uma função de pseudo-pressão. o uso da pseudo-pressão nas equações do fluxo multifásico leva, sob certas circunstâncias, a formas lineares equivalentes às equações do fluxo monofásico. Verificou-se através de cálculos numéricos que a solução de pseudo-pressão para reservatórios lineares que produzem por mecanismo de gas em solução correlaciona com a solução de líquidos padrão, tanto para o período de fluxo como para D período de estática. Condições sob as quais, tais soluções se aplicam são analisadas / Abstract: The transient flow of fluids in linear homogeneous solution gas-drive reservoirs is studied in this work. Gravity andcapillary effects are assumed negligible. Wellbore storage and damage are not considered and water phase is assumed to be incompressible and immobile. In particular, theoretical support is provided for Well Test Analysis of hydraulic vertically-fractured wells of high conductivity during the linear formation flow period, for solution gas drive reservoirs. Analysis is performed by means of a transform, equivalent to Boltzman Transform, which is obtained when solving the single phase transient flow problem with the method of Self-Similar Solutions. This transform allows us to obtain an equation to compute saturation as a function of pressure and therefore to define a pseudo-pressure function. The use of pseudo-pressure in the multiphase flow equations lead, under certain conditions, to linearized forms equivalent to the single phase flow equations. It was found, by numerical computations that the pseudo-pressure solution for linear~ solution gas drive reservoirs correlates with the standard liquid solution for both drawdown and buildup periods. Conditions under which such solutions apply are analized. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientado : Fernando Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:01:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Gomes_JoseAdilsonTenorio_M.pdf: 6179916 bytes, checksum: e794195b944360b7937eee0c7ce9df90 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Com o aprimoramento tecnológico dos métodos de perfuração e completação e a necessidade de otimização do volume de óleo recuperável, nota-se um crescente interesse na perfuração de poços horizontais para a drenagem de reservatórios de petróleo. Estes poços são altamente atrativos, principalmente para reservatórios com pequena espessura de óleo e presença de aquífero e/ou capa de gás, para os quais são grandes os riscos de formação de cones de água e/ou gás, quando se utilizam poços verticais para sua drenagem.O objetivo deste trabalho, é o desenvolvimento de uma técnica de simulação numérica, na qual possa ser utilizada uma geometria de refinamento local para o poços horizontais, que represente adequadamente a geometria do fluxo multifásico ao redor do poço. Para melhor representar a geometria do fluxo, considera-se que nas proximidades do poço, o fluxo é predominantemente radial, tendendo para linear, conforme se afasta do poço. Então, para a representação numérica utiliza-se uma malha cilíndrica nas proximidades do poço e uma malha cartesiana para a região do reservatório mais afastada do poço. Foram desenvolvidos dois simuladores, com as equações que regem o fluxo dos fluidos no meio poroso, discretizadas numéricamente por diferenças finitas, totalmente implícito, sendo o primeiro considerando um sistema radial/ cartesiano acoplado e resolvidos simultâneamente. O segundo considera os dois sistemas desacoplados, com o acoplamento radial/cartesiano feito num time-step ou numa iteração Newtoniana. A validação foi feita através da comparação dos resultados numéricos com as soluções analíticas desenvolvidas para análises de testes para o regime transiente. São feitas análises entre os métodos de acoplamento, entre os métodos de solução do sistema linear de equações e são apresentados alguns exemplos de aplicação dos modelos / Abstract: Recent developments in completion and drilling technology have increased the interest of the oil industry in horizontal wells. Such wells are primarily indicated for thin oil reservoirs associated with a gas cap or a bottom water zone, where vertical wells have productivity impaired by the formation of water or gas cones. The main purpose of this work is to present a finite difference numerical simulator for horizontal wells, based on the use of a local refinement technique. The radial multiphase How close to the well is more realistically represented through the use of a cylindrically oriented grid blocks. The outer region of the r,eservoir, where the How regime is predominatily linear, is modelled by regular cartesian blocks. The connection between the well and reseryoir regions was implemented con sidering two approaches: in the coupled approach the radial/ cartesian system is solved simultaneously, while in the uncoupled the reservoir region is solved first, followed by the solution of the well region at each time-step or at each Newtonian iteration. The validation of the model was done through comparison of the numerical results with analitycal ones in the transient How regimes. The coupling and matrix solution methods as well as some results'of the simulation runs are discussed in this work / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Fernando Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:02:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Bonet_Luciane_M.pdf: 2590317 bytes, checksum: c8234403dd01a0c79e8f3d5cbd727e27 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Este trabalho descreve o desenvolvimento e a aplicação de um método para simulação numérica de reservatórios que se baseia em uma formulação de implicitude variável e auto-adaptável. A formulação de implicitude variável empregada fundamenta-se em uma abordagem geral dos métodos de simulação de reservatórios previamente apresentada na literatura. Nesta abordagem mostra-se que existe um nível básico de implicitude em todos os métodos ao qual associa-se uma matriz Jacobiana básica. A passagem então, deste nível básico para níveis mais implícitos dá-se com a adição de "matrizes corretivas". A aplicação destas correções a nível local, nas células que constituem a malha de cálculo, é a base da formulação de implicitude variável aqui descrita. O método em questão, diferentemente dos demais existentes na literatura, não objetiva diretamente a eliminação das incógnitas, relativas a uma determinada célula, par&, a composição do problema matricial final. Objetiva sim, o menor grau de implicitude que deve ser localmente fornecido ao sistema de equações não lineares a ser resolvido, com garantia de estabilidade da solução: Neste método, diversos níveis de im~licitude podem ser considerados, admitindo-se desde valores mínimos (IMPES) até valores máximos (Totalmente Implícito). Implementou-se um critério de troca automática de implicitude que opera a nível de célula ao longo da simulação. Este contempla apenas os níveis extremos de implicitude (IMPES - Totalmente Implícito) e baseia-se na análise de estabilidade para o método IMPES, previamente apresentada na literatura. Adaptou-se um método de solução de sistemas com matrizes esparsasque permite uma ordenação arbitrária das equações e incógnitas. Assim, foi possível tirar vantagem da estrutura particular dos sistemas gerados pelo método de implicitude auto-adaptável desenvolvido. Finalizando, são apresentadas duas aplicações do modelo desenvolvido. Através de tabelas especiais mostra-se os graus de implicitude em cada célula e como eles mudam no espaço e no tempo durante a simulação. Apresenta-se também informações relativas à economia de tempo computacional quando comparado com um procedimento fixo totalmente implícito / Abstract: This work presents the development and application of a reservoir simulation method, based on a variable ando auto-adaptive implicit formulation. The variable implicitness formulation is based on a general approach of reservoir simulation methods, already presented in the literature. In such approach a basic leveI of implicitness for alI methods is recognized which yields a basic Jacobian matrix. The change from this basic levei to a more implicit one is performed with the addition of "correction matrices". The local application of these corrections to each gridblock is the basis for the formulation described in this work. The method here presented differs from those already given in the literature in that it does not directly focuses on the elimination of grid celI unknowns, to compose the final matrix problem. Rather it focuses on the minimum leveI of implicitness to be localIy given to the non-linear difference equations to ensure stability. Under such apprbach various levels of implicitness are possible, ranging from IMPES type to FulIy Implicit. . A switching criteria for the automatic assignment of implicitness in each celI along the simulation time was implemented. It considers only IMPES and fulIy implicit type celIs and is based on stability analysis previously presented in the literature for the IMPES formulation. A sparse-matrix method was adapted to solve the resulting linear systems of equations. The method alIows an arbitrary ordering of the equations and unknowns. Such capability was particularly useful to take advantage of the matrix-structure of equations that results in applications of the auto-adaptive implicit method. FinalIy, two applications are presented. By using special displays we demonstrate the degrees of implicitness in each celI and how they shift in space and time cduring simulation. Information regarding the savings in computer time and storage with a fixed, fully implicit procedure is also presented. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Fernando Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas / Made available in DSpace on 2018-07-13T22:02:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Filoco_PauloRoberto_M.pdf: 1330639 bytes, checksum: f28b99ffd3f2ce1d43d4dbbe4a4a7926 (MD5) Previous issue date: 1990 / Resumo: Os simuladores numéricos de reservatórios, de modo geral, utilizam modelos de poço cujo desenvolvimento é baseado no fluxo monofásico. Normalmente esta aproximação é satisfatória, mas em certas condições podemos incorrer em erros significativos no cálculo das vazões dos fluidos e pressão de fluxo no poço. Tal fato ocorre quando se tem gradientes elevados de pressão e saturação próximo aos poços, devido às condições de produção, aliado à utilização de malha cartesiana com blocos relativamente grandes. No presente estudo, pretende-se estender os conceitos oriundos da teoria de teste em poços em condições de fluxo multifásico, para obter um modelo de poço multifásico, utilizável em simulação numérica de reservatórios. O modelo proposto neste trabalho, estima saturações e pressões a partir de uma equação que relaciona saturação e pressão, equação esta, obtida através da combinação adequada das equações diferenciais da difusividade do óleo e do gás. O ponto de partida do cálculo analítico, para a obtenção dos perfis de pressão e saturação, é a posição na qual ocorre a pressão e a saturação calculados pelo simulador, para o bloco do poço. Esta posição foi também objeto de análise do presente estudo. A partir deste ponto até o poço, obtem-se os perfis detalhados de pressão e saturação e calcula-se as vazões de óleo e gás através de integração numérica. São discutidas as condições de aplicação do método proposto, bem como um procedimento para sua utilização / Abstract: Numerical reservoir simulators, in general, use well models based on extensions of single-phase flow relations to the multiphase flow problem. Normaly, this approach is satisfatory, but under certain conditions, significatives erros in the calculation of rate of fluids and weflbore pressure may happen. This occurs, wher we have high pressure and saturation gradients in the neighborhood of the wells, by the prodution condition and use of an orthogonal grid with large well block. This study, extends well testing concepts for multiphase flow, in order to develop a multiphase well model for numerical reservoir simulation applications. The well model presented in this work calculates saturations and pressures throug an equation to relate saturation and pressure. This equation is obtained by combination of oil and gas difusivity equations. The start point of the analitical calculation in order to obtain the pressure and saturation distribution is the position of the well block pressure and saturation calculated by the simulator. This position has been object of analyse in this present study. With pressure and saturation distribution, oil and gas rates can be calculated by numerical integration. The conditions for application of the proposed method and the procedure for its utilization are described / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Arsenio Oswaldo Seva Filho, Angela Maria Tude de Souza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-16T01:35:05Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ChoueriJunior_Nelson_M.pdf: 5627055 bytes, checksum: 74b2477650e1c1b40f59324432211ce3 (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: Não informado / Abstract: Not informed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Otto Luiz Alcantara Santos / Dissertação (Mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-18T05:37:47Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Jorge_NilodeMoura_M.pdf: 2541237 bytes, checksum: b01e8d7e31773a6421b150e16f6f3e16 (MD5) Previous issue date: 1992 / Resumo: O objetivo deste trabalho é analisar os efeitos causados pelo movimento de colunas de perfuração em poços horizontais, em relação às pressões geradas, bem como, os possíveis influxos de gás produzidos para o interior do poço, provenientes de um reservatório exposto. Desenvolve-se um modelo de cálculo com base nos princípios fundamentais de conservação das massas e da quantidade de movimento. Considera-se o fluido compressível, a coluna rígida, o poço inexpansível e o processo isotérmico. A equação diferencial parcial hiperbólica resultante é resolvida pelo método numérico das características. Substitui-se as derivadas de pressão e velocidade pelas diferenças finitas e o poço é subdividido em pequenos elementos de cálculo. Agrega-se ao cálculo principal uma modelagem representativa de um reservatório de gás, que produz sob os efeitos das variações das pressões no interior do poço, causadas pelo movimento da coluna. O fluido de perfuração contaminado por gás é considerado homogêneo e, todos os parâmetros são corrigidos com base nessa consideração. Para o cálculo das perdas de carga por fricção, utiliza-se o modelo reológico de potência, mas, em alguns exemplos aplica-se o modelo de Bingham para efeito de análises. Feita a devida validação do modelo, com base em outros modelos teóricos e em dados de campo, parte-se para as simulações, envolvendo diversas situações para poços de geometrias horizontais, nas quais os efeitos de pistoneio são mais exaustivamente analisados. A partir dessas análises, chegase a conclusões, que poderão ser úteis na prevenção de acidentes de pistoneio, em operações de perfuração de poços horizontais / Abstract: Not informed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Oswaldo Antunes Pedrosa Junior, Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T05:44:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Beraldo_ValcirTadeu_M.pdf: 7492143 bytes, checksum: 89472f85d749dae0dd3f34193fe08500 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: O estudo do comportamento do corte de água em poços completados próximos a um aqüífero de fundo é de grande interesse, devido ao fenômeno de "cone de água", que normalmente ocorre nessa situação. Geralmente, o problema é tratado através da simulação numérica, utilizando-se uma malha radial bidimensional. Entretanto, esse tipo de malha não é adequado para a representação de heterogeneidades horizontais, as quais podem ser muito importantes no escoamento dos fluidos, em alguns reservatórios. Procurou-se abordar o problema através da simulação estocástica de variáveis categóricas, seguida da simulação de fluxo em uma malha cartesiana suficientemente refinada. O método foi aplicado a um poço real, pertencente a um reservatório. depositado em ambiente fluvial meandrante grosseiro. A técnica utilizada para a simulação estocástica foi a simulação seqüencial de variáveis indicadoras (SIS) associada à krigagem dos componentes principais (IPCK). Para a simulação de fluxo, utilizou-se um simulador comercial do tipo "black-oil". Os variogramas necessários para a simulação estocástica foram obtidos do estudo de afloramentos da mesma formação, correspondentes ao mesmo ambiente deposicional. Os dados condicionantes foram determinados no próprio poço, e em quatro poços vizinhos, através de análise discriminante. Trabalhou-se com três eletrofácies, correspondentes a três unidades de fluxo com características petrofísicas próprias. Após a transferência de escala, realizou-se a simulação de fluxo e dez imagens estocásticas, conseguindo-se um bom ajuste de histórico com uma das mesmas. Esta imagem foi, então, tomada como representativa do modelo físico do reservatório. Foram realizadas simulações com hipóteses alternativas de produção para comparação de resultados em diferentes vazões brutas. Foram elaborados, também, mapas verticais de saturação, que permitiram a observação visual do crescimento do cone de água em um meio poroso heterogêneo. Observou-se que a variação dos parâmetros da variografia e a seleção das imagens estocásticas podem ser usados como processos auxiliares no ajuste de histórico. A recuperação de óleo em um determinado limite de corte de água foi dependente da vazão. O mesmo não foi observado em uma simulação realizada no mesmo poço, na qual foi utilizada uma malha radial bidimensional. Conclui-se que a modelagem estocástica, embora trabalhosa, é imprescindível no estudo de comportamento de poços com aqüífero de fundo, em reservatórios heterogêneos / Abstract: The behavior of water-cut of oil wells completed near a bottom aquifer is of great interest, due the water conning phenomenon, that usually happens under these conditions. Usually, this problem is solved with numerical simulation, using a two dimensional r-z radial grid. However, this kind of grid is not appropriate to handle horizontal heterogeneities, which can be very important to fluid flow properties, in some reservo lTS. In this work this problem was solved using estochastic simulation of categorical variables, followed by flow simulation with a fine enough rectangular grid. The method was applied to a actual well that belongs to a reservoir deposited in a coarse meandering fluviatile environrnent. The technique used for the stochastic simulation was the sequential indicator simulation (SIS) associated with the indicator principal components kriging (IPCK). A commercial black-oil simulator was used for the flow simulation. The necessary variograms for the stochastic simulation were adapted from variograms of outcrops of the same formation. The conditioning data was obtained from the proper well and its four neighbours, using discriminating analisis. Three eletrofacies were defined, corresponding to three flow units, each one having its own petrophisical characteristics. Mter an upscaling process, ten flow simulations were done for ten different stochastic images. In one of these images, a good history match was obtained. This image was then taken as representative of the physical model of the reservoir. Several runs were made for different rate productíons (oil plus water) to compare the behaviors of the water-cut. Vertical sectíons were made, for differents oi! eumulative produetíons, to visualise saturatíon distribution in the water conning process in a heterogeneus medium. It was observed, that the variograph parameters and the stochastíc unage electíon can be used as auxiliary tools for the hystorie matching processo The oil recovery at an exact water eut limit is rate dependent. This eould not be observed in the same well simulation using a two dimensional radial grid. Finally, it was concluded that stochastíc modelling, although cumbersome and time consuming, is essential for a good study of well behavior in heterogeneous reservoirs with bottom aquifers / Mestrado / Geologia do Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientador: Adalberto Jose Rosa / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-18T11:22:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Vieira_PauloMarcosFernandes_M.pdf: 5828516 bytes, checksum: e01650eda59c49543656952dbb922554 (MD5) Previous issue date: 1992 / Resumo: A análise automatizada de testes de pressão em poços de petróleo tem como objetivo obter os parâmetros da formação através da utilização de técnicas de regressão não linear aplicadas aos dados de pressão de fundo versus tempo obtidos durante o período do teste. Neste trabalho foram analisadas e comparadas as performances de vários métodos de regressão não linear aplicados a dados de testes de pressão. Alguns dos métodos considerados baseiam-se na minimização da norma L2, tais como: mínimos quadrados e decomposição em valores singulares. Outros minimizam a norma L1, como mínimos valores absolutos (MVA), mínimos valores absolutos modificado (MVAM), método combinado MVAM-MVA e o método de Nelder-Mead. Uma nova função penalidade foi proposta para o caso de otimização restrita em métodos que se baseiam na resolução de sistemas de equações lineares quadrados. Além disso, para métodos que se baseiam na solução de sistemas de equações lineares sobredeterminados, para os quais não se aplicam as funções penalidade convencionais, foram propostas mudanças nos domínios dos parâmetros com o objetivo de restringir a minimização a regiões física e matematicamente possíveis. Concluiu-se que o método de mínimos valores absolutos modificado (MV AM) e o método combinado (MVAM-MVA) tem melhor desempenho do que os demais no que se refere ao número de iterações, à. convergência a partir de estimativas iniciais pobres ou à. robustez em relação a regiões onde o problema físico-matemático é mal posto. Dois modelos de reservatório foram analisados: reservatório homogêneo infinito e reservatório de dupla porosidade infinito. Foram comparados os resultados das regressões efetuadas com dados de pressão, com dados da derivada logarítmica da pressão e com o conjunto desses dados. Concluiu-se que o uso do conjunto de dados de pressão e de derivada torna os métodos mais robustos. Diversos exemplos utilizando dados sintéticos ou reais foram discutidos neste trabalho / Abstract: The objective of an automated well test analysis is to obtain íormation parameters by using nonlinear regression techniques applied to bottom hole pressure versus time data collected during the test period. In this work several nonlinear regression methods were analysed and their performances compared. Some of the methods considered are based on the L2-norm minimization, as the least squares and the singular value decomposition. Other methods minimize the Ll-norm, such as the least absolute values (LAV), modified least absolute values (MLAV), the combination (MLAV-LAV) and the Nelder-Mead's method. A new form of penalty-function was proposed to constrain the optimization in methods based on the solution of squared linear systems of equations. For methods based on the solution of over determined linear systems of equations, for which conventional penality-functions can not be applied, changes in the domains of the unknown parameters were proposed in order to restrict the minimization to feasible (physically and mathematically) regions. The modified least absolute values (MLAV) and the combined method (MLAVLA V) presented the best performance among alll methods considered in the study, concerning number of iterations, convergence from poor initial estimates or robustness with respect to infeasible regions. Two reservoir models were analysed: infinite homogeneous reservoir and infinite double-porosity reservoir. The results of the nonlinear para.meter estimation using either pressure data, pressure derivative or pressure and derivative data were compared. The use of both pressure and derivative as the model function yielded better performance than using I only pressure or pressure derivative data. Various examples with synthetic and field data were discussed. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo