Orientador: Denis José SchiozerDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de GeociênciasResumo: A utilização de poços horizontais foi uma das tecnologias que possibilitou aumento de produção de petróleo nos últimos anos. A simulação de reservatórios é uma ferramenta importante no processo de tomada de decisões das empresas produtoras de óleo, mas, muitas vezes, as simulações desconsideram a queda de pressão ao longo da extensão de poços horizontais, o que pode gerar previsões menos confiáveis que, consequentemente, afetariam a tomada de decisões. Este trabalho tem como objetivo desenvolver modelos para analisar a queda de pressão existente em poços horizontais produtores e injetores e verificar a influência no perfil de produção e no tempo de irrupção de água nos poços. Para conduzir o estudo, foi criado um programa que, através da resolução de um sistema de equações matemáticas, estima os valores de queda de pressão e a quantidade de fluido produzido/injetado em cada ponto ao longo da extensão dos poços. Os resultados foram gerados em duas etapas distintas para poder melhor avaliar os efeitos da queda de pressão nos poços horizontais. Na primeira etapa, foi feita uma análise considerando somente um poço horizontal produtor inserido em um reservatório para verificar os efeitos da queda de pressão no perfil de produção do poço como função de diversos parâmetros como diâmetro, vazão de produção e permeabilidade do reservatório; nesta etapa, os resultados foram gerados para reservatórios de óleos pesado e leve. Concluiu-se que situações onde os poços apresentam pequenos valores de diâmetro, altas vazões ou situados em reservatórios com altos valores de permeabilidade, o efeito de queda de pressão, juntamente com o efeito de borda dos poços, podem exercer efeito significativo no perfil de produção dos poços. Na segunda etapa, foi inserido um par de poços produtor e injetor em um reservatório de óleo leve e avaliou-se o tempo de irrupção de água para o caso dos poços sem considerar a queda de pressão, o par de poços alinhados e os poços dispostos de maneira invertida. Notou-se que a não consideração da queda de pressão pode levar a previsões de tempo de irrupção mais tardias e que a configuração em que os poços estão dispostos no reservatório, alinhados ou invertidos, pode auxiliar a retardar o tempo de irrupção nos poçosAbstract: Horizontal wells are one of the technologies that enabled an increase in oil production on the past years. Reservoir simulation is an important tool used by the oil companies on the decision-making processes but, in many cases, the simulations does not consider the pressure drop on horizontal wells; this simplification may lead to less accurate production forecasts and, therefore, may affect the decision-making process. The main objective of this dissertation is to create models to analyze the pressure drop on horizontal wells and analyze how it can affect the production profile and water breakthrough time. To analyze these factors, a software was created that, through the solution of mathematical systems, predicts the pressure drop and the amount of oil injected/produced along the extension of the well. To better evaluate the effects of pressure drop on horizontal wells the results were generated in two distinct cases. In the first case, a single production horizontal well was placed on the center of the reservoir model and it was analyzed how the pressure drop can affect the production profile as a function of several parameters such as well diameter, production flow rate and reservoir permeability; the results were generated for heavy and light oil reservoir models indicating that wells operating with small diameters, high flow rate or placed in reservoirs with large values of permeabilities, the pressure drop effect, combined with the border effects, may considerably affect the production profile of the wells. On the second case, two horizontal wells, one for production and other for water injection, were inserted in a light oil reservoir model to analyze the water breakthrough for three distinctive scenarios: infinite-conductivity wells, wells placed on the reservoir with aligned heels, wells placed on the reservoir with inverted heels. The results indicated that the infinite-conductivity model may lead to delayed water breakthrough predictions and that the way the wells were placed on the reservoir, aligned or inverted, may help to delay the water breakthrough timeMestradoReservatórios e GestãoMestre em Ciências e Engenharia de Petróleo33003017CAPES