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Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias Resumo: Neste trabalho são investigados os impactos individual e coletivo dos mecanismos de gás em solução, geração de CO2, destilação, embebição capilar e drenagem gravitacional, sobre a recuperação de óleo e gás, durante a injeção continua de vapor num reservatório naturalmente fraturado contendo óleo pesado. A investigação é feita através de simulação numérica dos fenômenos em modelos padrões de reservatórios. Dois modelos numéricos semelhantes são usados para representar o processo de aquecimento da matriz. O primeiro descreve o aquecimento de uma seção horizontal bidimensional de um bloco da matriz circundado por uma fratura na qual circula vapor. O segundo modelo descreve o aquecimento de um bloco de matriz semelhantemente circundado por uma fratura em que circula vapor, porém na direção vertical, visando agregar o efeito da ação da gravidade. Os estudos foram conduzidos para rochas saturadas com óleo vivo. As propriedades da rocha são as de um reservatório carbonático fraturado real e as propriedades dos fluidos se referem também ao mesmo caso real. Alem disso, as condições operacionais adotadas de pressão e temperatura são as observadas no campo, tornando o estudo e suas conclusões como próprias de um estudo de caso. Os resultados mostram que os principais mecanismos de recuperação de óleo da matriz durante o intervalo de aquecimento de 10 anos, foram os mecanismos de gás em solução e de destilação por arraste de vapor. Este último é o mecanismo de maior importância e é responsável pelo melhoramento da qualidade do óleo produzido Abstract: In this work, the individual and collective impacts of the mechanisms solution gas drive, CO2 generation, steam distillation, capillary imbibition and drainage gravitational, on the oil and gas recovery, were investigated during the steamflooding of a naturally fractured reservoir containing heavy oil. The investigation was performed for standard reservoir models through numeric simulation. Two similar numerical models represent the matrix heating process. The first describes the heating of a horizontal cross-section of a matrix block surrounded by a fracture, in which the steam is flooding. The second model describes the same method of matrix heating, which was represented in the first model, but in the vertical direction, investigating the action of gravity. The studies were performed for a rock saturated with live oil. The rock properties are the same of a real fractured carbonate reservoir and the fluid properties also refer to the same real case. In addition, the adopted field operational parameters (pressure and temperature) refer to field conditions, turning the study and its conclusions as proper of a case study. The results show that the main mechanisms of oil recovery for the matrix block during the heating interval of 10 years were the integrated action of solution gas and steam distillation. The latter is the dominant mechanism and it is responsible for the improvement in the quality of the produced oil Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias Resumo: Campos no Canadá e na Venezuela contendo reservatórios de óleo espumoso apresentaram recuperação primária da ordem de 10 a 15 % maior do que a estimada por simuladores numéricos Black-Oil. Além do alto fator de recuperação, foram observadas outras características não convencionais, como baixa razão gás-óleo e alta manutenção da pressão de reservatório. Esta discrepância entre o fator de recuperação estimado e o real é atribuída ao fato de que os simuladores Black-Oil não descrevem adequadamente o comportamento do gás em óleos espumosos. Nesta pesquisa são descritos e comparados três modelos numéricos de óleo espumoso propostos para o simulador pseudo-composicional CMG Stars. Estes modelos permitem descrever as etapas de evolução do gás, que compreendem desde a nucleação das bolhas de gás, o crescimento das bolhas, até a formação de uma fase conectada de gás, com reações cinéticas. Além disso, admite a presença de diferentes formas de gás ¿ gás em solução, gás preso, gás disperso e gás livre - nas fases gás e óleo. A mobilidade da fase gás é avaliada por uma composição de curvas de permeabilidade relativa ao gás. Com o estudo da influência de alguns parâmetros, algumas características típicas de reservatórios de óleo espumoso são explicadas, como a baixa produção de gás, o escoamento do gás na forma dispersa, a alta saturação crítica de gás e as altas razões de produção de óleo Abstract: Fields in Canada and Venezuela, which contain foamy oil reservoirs, have exhibited a primary oil recovery on the order of 10 to 15 % greater than the recovery estimated by black-oil simulators. Besides the high oil recovery, other unusual characteristics have been observed, as low gas-oil ratio and high reservoir pressure maintenance. Such discrepancy between estimated and the actual oil recovery factor is attributed to the fact that black-oil simulators do not describe adequately gas behavior in foamy oils. In the present study, three numerical models of foamy oil behavior are described and compared using the pseudo-compositional simulator CMG Stars. These models allow describing the steps of gas evolution, since the nucleation of the gas bubbles, the bubble growing, until its connection to form a free phase, via kinetic reactions. The model admits the presence of different forms of gas ¿ solution gas, entrained gas, dispersed gas and free gas ¿ in the oil and gas phases. The mobility of the gas phase is evaluated by a composition of relative permeability curves. After the study on the influence of some parameters, some typical characteristics of the foamy oil reservoirs are explained, as the low gas production, the dispersed gas flow, the high critical gas saturation and the high oil production rates Mestrado Reservatórios e Gestão Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores : Osvair Vidal Trevisan, Roseana da Exaltação Trevisan Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: No processo de soldagem com múltiplos passes, o material passa por rápidos ciclos de aquecimento e resmamento. Podem ocorrer modificações na microestrutura dos materiais sujeitos a transformações de fase, resultando em alterações nas suas propriedades mecânicas. O conhecimento do ciclo térmico para uma dada posição fornece importantes informações, tais como a temperatura de pico e a taxa de resmamento, indicadores de eventuais transformações de fase no material soldado. Neste trabalho, foram desenvolvidos modelos analíticos e numéricos para as configurações uni e bidimensionais, em regime transiente, e também para as configurações bi e tridimensionais, em regime quase-estacionário. A distribuição da fonte de calor e as perdas superficiais foram consideradas nos modelos analíticos. Nos modelos numéricos, além das perdas por convecção e radiação, foi analisado o efeito da variação das propriedades físicas com a temperatura. A principal contribuição deste trabalho foi o de prover, pela primeira vez, soluções analíticas para a soldagem multipasse, de acordo com as configurações e fatores citados. A comprovação dos modelos analíticos foi feita através da comparação entre os ciclos térmicos simulados por estes modelos com aqueles obtidos pelas soluções numéricas. No caso das configurações unidimensional transiente e bidimensional quase-estacionário, os ciclos térmicos analíticos e numéricos foram comparados também com os ciclos térmicos obtidos experimentalmente. A concordância entre os resultados analíticos, teóricos e experimentais mostra a validade dos modelos analíticos propostos. A vantagem destes modelos é a possibilidade de avaliar a influência dos parâmetros de soldagem, material e espessura de chapa sobre o ciclo térmico, de forma simples, direta e segura Abstract: In multiple pass welding process, the material undergoes fast cycles of heating and cooling. Materials subjected to phase changes may undergo microstructural modifications, resulting in alterations in their mechanical properties. The knowledge of the thermal cycle for a specific position gives important informations about the peak temperature and the cooling rate, which indicate possible phase changes in the weldment. In this work, analytical and numerical models were developed for onedimensional and two-dimensional transient heat flow, and also for two-dimensional and three-dimensional steady-state heat flow. The distributed heat source and heat loss were taken into account in the analytical models. Besides convective and radiative heat losses, the change of physical properties with temperature was studied in the numerical models. The main contribution of this work was to provide original analytical solutions for the multipass welding process, in accordance with the heat flow and the mentioned topics. The thermal cycles provided by the analytical solutions were checked against the thermal cycles simulated by the numerical solutions. In one-dimensional transient and two-dimensional steady-state heat flow, the analytical and numerical thermal cycles were compared with those obtained in a experimental setup. The agreement between analytical, numerical and experimental results shows the validity of the proposed analytical models. The advantage of these models is that the influence of the welding parameters, material and plate thickness on the thermal cycle may be assessed in a confident and straightforward manner Doutorado Materiais e Processos de Fabricação Mestre em Engenharia Mecânica

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: Este trabalho modela o efeito da maré oceânica em reservatórios, acoplando as equações de escoamento em meio poroso deformávei cora as teorias geomecânicas. Como resultado do acoplamento, destaca-se a importância de se conceituar corretamente a compressibilidade sob as várias configurações possíveis de carregamento. Inicialmente são considerados os modelos básicos de reservatório infinito, fechado e reaiimentado. Mostra-se como é possível obter uma superposição de efeitos na solução dos modelos básicos através de uma transformação simples na variável da solução. Posteriormente, as variáveis do problema são adimensionalizadas e são considerados os efeitos de poço, conforme enfoque dado na análise de testes. A solução para um reservatório infinito com efeitos de maré é obtida no espaço de Laplace e então invertida numericamente usando o método de Crump. Os resultados são incorporados nas curvas típicas convencionais e validados com testes simulados e reais. Finalmente, são propostas práticas alternativas para serem integradas ao estudo de testes que sofrem influência da maré Abstract: This work models the oceanic tidal effect on reservoirs by coupling geomeciianic principles with equations for fluid {low in a deformable porous media. The coupling revealed the importance of establishing properly the system compressibility under the various possible configurations of the loading system, The basic models for infinite reservoir, constant outer-pressure reservoir and closed reservoir were considered. If was verified that it \\&$ possible to apply the superposition of effects on the solution for the basic models by earring a simple transformai!on on the solution variable. The problem was treated by in the contex of test analysis, concerning dimensionaless form of variables and the inclusion of well effects The solution for the infinite reservoir including tidal effects was obtained in the Laplace space and was inverted numerically by using Crump's routine. The results were incorporated to conventional type curves, and were validated by comparison with real and simulated pressure test data, finally., alternate practices were suggested to integrate the welt test analysis in reservoirs affected by the tidal effect Mestrado Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Regis Kruel Romeu, Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: As modernas técnicas de modelagem geológica e geoestatística permitem a descrição das heterogeneidades dos reservatórios de petróleo em um nível de detalhamento incompatível com a capacidade de cálculo dos programas de simulação numérica de fluxo. Com isso, o processo de transferência de escala - ou seja, a determinação de propriedades efetivas ou equivalentes para uma malha mais grosseira, preservando o máximo de informações da malha fina - tomou-se uma etapa crítica dos estudos de reservatórios. Nesse trabalho, implementa-se uma formulação de elementos finitos híbridos (EFH) para o cálculo da permeabilidade equivalente de meios porosos heterogêneos, a partir da simulação do campo de pressões e de velocidades do fluxo monofásico e incompressível em regime permanente. Utiliza-se o espaço de aproximação de Raviart-Thomas de mais baixa ordem. São explicados os detalhes da formulação para o tratamento de elementos deformados. Construíram-se dois programas: uma versão 2D, capaz de combinar elementos triangulares e retangulares; e uma versão 3D, para paralelepípedos regulares. Esses programas são aplicados a diversos casos de meios heterogêneos, comparando-se a precisão dos resultados e o desempenho computacional com outros métodos analíticos e numéricos. Observa-se o efeito do refinamento da malha numérica sobre a precisão do resultado. Nessa comparação, verifica-se que o método EFH é superior tanto ao esquema de diferenças finitas (5 pontos em 2D e 7 pontos em 3D) como ao esquema de elementos finitos de Galerkin com funções de forma lagrangeanas lineares, considerando que produz resultados mais precisos para o mesmo número de incógnitas do sistema linear. Por fim, com base no padrão de convergência desses diferentes métodos numéricos, propõe-se um novo estimador para o cálculo da permeabilidade equivalente Abstract: Recent and sophisticated geological and geostatistical modeling tools allow a very small scale petroleum reservoir heterogeneities description that cannot be directly used by numerical flow simulation codes due to restrictions imposed by the available computing power. Then, the upscaling process - i.e., the determination of effective or equivalent properties on a coarser grid, maintaining the integrity of the tine scale description - tumed out a critical step for the reservoir studies. In this study, we implement a hybrid tinite element formulation (HFEM) to calculate the equivalent permeability of heterogerieous porous media subject to steady-state singlephase incompressible flow. The lowest order Raviart-Thomas approximation space is used. The details on how to apply deformed elements are explained. Two codes have been developed: a 2D version, capable of using triangular and rectangular elements; and a 3D option, for rectangular parallelepipeds. These codes are applied to several heterogeneous media cases, and we compare the results precision and computational requirements against other numerical and analytical methods. We verify that the hybrid f9!lIlUlationis more accurate than both the 5/7-point tinite difference schemes and the lowest order Galerkin tinite element method, for the same number of unknowns. Eventually, based on the convergence behavior ofthe different numerical schemes. We propose a new estimator for the determination ofthe equivalent permeability Mestrado Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores: Osvair Vidal Trevisan, Euclides Jose Bonet Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: A aplicaçãode corrente elétrica visando a melhoria na recuperação de petróleo tem sido objeto de algumas patentes e as pesquisas têm enfatizado apenas efeitos de aquecimento do meio poroso com a consequente redução da viscosidade do óleo. Entretanto, há indicações da existência de outros efeitos, além do aquecimento. Neste trabalho foram investigados os efeitos da aplicação de um campo elétrico contínuo sobre o escoamento e a importância destes efeitos na recuperação de petróleo, verificando a ocorrência de eletro-osmose e/ou alteração na estrutura das argilas devido ao tratamento eletroquímico em uma série de experimentos laboratoriais em meios porosos lineares saturados com óleo e água. São descritos detalhadamente o projeto e a montagem do aparato experimental, a programação dos testes, o procedimento de medidas, e o tratamento de dados utilizados. Valores medidos para coeficientes de permeabilidade eletro-osmótica para meios porosos em diversos níveis de saturação de água são apresentados. Os resultados encontrados são apresentados sob a forma de curvas de recuperação de óleo, curvas de permeabilidades relativas, e curvas de razão água-óleo de produção, nas quais pode ser observado o efeito favorável da passagem da corrente elétrica contínua na produção adicional de óleo e na redução da razão água-óleo de produção Abstract: Many patents have been published about the effect of applying electrical potentials in order to enhance oil recovery. These investigations emphasize only heating effects that causes, in consequence, oil viscosity reduction. However, there are indications of the influence of other effects. The aim of this work was to investigate the effects of applying a direct electrical field and to measure its significance in oil recovery through electro-osmosis and/or physical-chemical modifications on clay structure due to the electrochemical treatment. A series of laboratory experiments was conducted with linear porous media saturated with oil and water. The design and construction of the apparatus, along with the experimental procedures and data treatment are described in detail. Values for the coefficient of electro-osmotic penneability for porous media in different water saturation stages are also presented. Results are presented as graphics such as oil recovery curves, relative penneability curves and production water-oil ratio curves. In the results, it may be noted the beneficial effect of the electrical current in addittional oil recovery and in the production water-oil ratio reduction Mestrado Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores : Osvair Vidal Trevisan, Euclides Jose Bonet Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias Resumo: Um dos problemas mais críticos na indústria do petróleo é a estimativa de propriedades petrofísicas devido ao caráter heterogêneo dos reservatórios. Este problema fica mais acentuado quando se trata da permeabilidade, que é um dos parâmetros petrofísico. Os mais sensíveis à morfologia de poros da rocha. O presente trabalho, mostra o desenvolvimento de uma metodologia para a estimulativa da permeabilidade a partir da integração de dados de pressão capilar de laboratório e dados de perfis de poços. A metododologia é suportada numa equação semi-empírica deduzida com base no modelo de poros de tubos capilares. O. desempenho do novo procedimento foi aferido comparando-o, primeiramente, com estimativas obtidas a partir da curva J de Leverett. Posteriormente, a comparação é feita com a regressão multilinear, uma ferramenta reconhecidamente poderosa para o ajuste de curvas com base puramente matemática. Em geral, a nova ferramenta demonstra capacidade preditiva superior à metodologia da curva J e seu desempenho é próximo ao ajuste por regressão multi1inear. Sua eficiência fica evidente quando poucos dados estão disponíveis Abstract: One of the most critical problems in petroleum engineering is the estimation of petrophisical . properties due to heterogeneous characteristc of reservdirs. The problem is more severe when one wants to determine permeability, which is one of the properties most sensitive to the pore morfology of rocks. This work presents the development of a methodology to estimate the permeability from integrating laboratory capital "Y pressure data and data from well logs. The methodology is based on the capillary tube porous model. The new procedure performance was checked, first, against estimates obtained from the Leverett' s J curve. The comparison is made also against ajust the multilinear regression techuique, which is a known powerfull tool for adjustment of curves, based solely on mathematical. In general, the new methodology shows a better predictive capacity than J curve techuique and it is similar to that of the multi1inear regression. The predictive capacity of the proposed method is more evidente when few data are available Mestrado Geologia do Petróleo Mestre em Geoengenharia de Reservatórios

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: Este trabalho trata de uma técnica transiente para determinação de condutividade e difusividade térmicas de amostras porosas. O método caracteriza-se por utilizar medições dinâmicas de temperatura e fluxo de calor variáveis. Aplicando-se a transformada de Laplace aos dados medidos é possível determinar as propriedades térmicas da amostra com técnicas simples, comumente utilizadas quando as condições de fluxo de calor são constantes. O trabalho inclui ainda, uma análise quanto à influência da resistência de contacto na determinação das propriedades térmicas e à dependência destas propriedades em relação à mistura contida. Os experimentos foram realizados no laboratório em amostra de arenito submetida a três condições de saturação: amostra seca, amostra saturada com água e amostra saturada com água e óleo. São apresentados o desenvolvimento téorico, a montagem do aparato experimental, o procedimento de medidas, o tratamento de dados utilizado e a análise de confiabilidade para os valores determinados Abstract: This work deals with a new transient method for measuring thermal condutivity and diffusivity of porous samples. In the proposed method, temperature and heat flux are measured dynamically allowing conditions to vary in time at the point of measurement. By application of the Laplace transform to the measured data, it is possible to determine the sample thermal properties by means of simple techniques, usually used when the heat flux is mantained constant. The influence of thermal contact-resistance and moisture cóntent on the deter¬mination of the thermal properties of the sample are also studied. The laboratory experiments were carried out on sandstone samples under three saturation conditions: dry'samples, water-saturated samples and samples containing oil and water. The theorethical development is presented, alongo with the experimental proce¬dures, data treatment , and an error analysis for the values obtained. Mestrado Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientadores : Antonio Claudio de França Correa, Antonio Celso de Fonseca Arruda, Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias Resumo: Em alguns tipos de reservatórios heterogêneos uma parcela significativa do petróleo é recuperado envolvendo um processo de embebição espontânea da água injetada ou da água proveniente de aquífero natural. Este processo pode ser estuda.do usando o modelo de difusão capilar e, em geral. admite-se que o fenômeno é regido por um coeficiente constante. Este trabalho teve como objetivo estudar o processo de difusão capilar, considerando o coeficiente dependente da saturação de água. Foram analisadas as influências dos efeitos gravitacionais e da forma da função que relaciona o coeficiente com a saturação, entre outros parâmetros, usando modelos numéricos, analiticos e experimentais. Especial atenção foi dada aos métodos de obtenção do coeficiente de difusão capilar, tanto nos seus aspectos teóricos como experimentais. Foi verificada a validade de um modelo aproximado para escoamento vertical. Os resultados sugerem que ele pode ser aplicado na área de análises petrofísicas e abrem caminho para novas abordagens que permitirão um maior entendimento dos processos difusivos e do escoamento em meios porosos em geral. Para a obtenção experimental do coeficiente de difusão capilar é necessário medir a distribuição das fases na amostra de rocha durante o processo de embebição. A tomografia computadorizada se mostrou uma ferramenta adequada para a medição dos perfis de saturação. Para a interpretação dos resultados foi desenvolvido um procedimento de aquisição e processamento de imagens onde foi utilizado o programa KHOROS Abstract: In some kinds of reservoirs a great amount of oil is recovered from a spontaneous imbibition process of the injected or natural aquifer water. This process may be stlldied with the ca.ppiIary diffusion model, and it is usual to assume a constant diffusion coeficient. The purpose of this work was to study the imbibition process with the cappiIary model, but assuming that the diffusion coeficient depends on the water saturation. The influence of gravitational effects and of the form of the function that relates the coefficient to the saturation was verified using numerical and analytical solutions. Two methods of evaluating the diffusion coefficient were discussed iD their the oretical and experimental aspects. A Dew concept of "gravitational diffusion" is taken from soiJ physics. The application of this concept in the numerical analysis of diffusion processes suggests that it could be applied to petrophysical analysis. This approach opens up new ways of studying porous media flow. X-ray computer tomography (CT) was used in order to obtain experimentally the phases saturation distributions in air-water imbibition experiments. These distributions are processed to compute the cappilary díffusion coefficient. The principIes of tomography are presented and some practical aspects related to experimental procedures of cappilary diffusion are discussed. Mestrado Geologia do Petróleo Mestre em Geoengenharia de Reservatórios

Orientador: Osvair Vidal Trevisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: Na última década ocorreram grandes avanços na técnica de interpretação de testes de pressão em poços e ao mesmo tempo uma expansão vertiginosa das facilidades de acesso a recursos computacionais através do advento dos microcomputadores. Nos últimos anos a popularização das interfaces gráficas para microcomputadores com o advento do Macintosh, do Windows e do OS/2, estão modificando fortemente a interação homem-máquina e abrindo novos horizontes para as tecnologias acentuadamente dependentes de recursos gráficos. A interpretação de testes de pressão em poços é sem dúvida uma tecnologia que se enquadra nesse perfil e a partir desta constatação, este trabalho propõe-se a definir e desenvolver um sistema profissional básico para análise de testes em ambiente gráfico. São definidos o modelo de dados e a especificação do sistema. As metodologias para análise em poços surgentes e não surgentes (DST) são implementadas incluindo métodos de análise especializada, análise por curva típica e análise automatizada. O desenvolvimento do sistema é feito utilizando um compilador C e o ambiente gráfico Windows Abstract: A considerable progress has occurred in well test interpretations techniques in the last decade. At the same time, a large expansion in the access to computational resources has taken place through the advent of microcomputers. In the last years, the popularization of graphical interfaces for microcomputers introduced by Macintosh, Windows and OS/2, has modified the man-machine interaction and opened new ways to technologies which depend heavily on graphical resources. Well test interpretation is certainly a technology that carries the graphical dependence. The purpose of this work is to define and to develop a basic professional system applied to well test interpretation under a graphical environment. The data model and the system specification have been defined. Procedures for well test analysis of slug test data and tests for flowing wells have been implemented. The system includes type curves analysis, semilog analysis and automated type curve analysis. The system has been developed with a "C" compiler and under the Windows graphical environment Mestrado Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador : Osvair Vidal Trivisan Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas Resumo: O sucesso alcançado pelos métodos térmicos de recuperação, motivou o surgimento, na década passada, dos primeiros trabalhos sobre a utilização de ondas eletromagnéticas como geradoras de calor em reservatórios de petróleo. Esta geração é obtida através de três técnicas diferentes, denominadas de aquecimento elétrico, indutivo e dielétrico. O objetivo do presente trabalho foi o de desenvolver um modelo numérico que pudesse simular adequadamente os efeitos do método de aquecimento elétrico na recuperação de petróleo. O princípio básico deste método consiste na geração de uma potência térmica através do fluxo de corrente elétrica em um circuito constituído pela água de formação e dois ou mais poços de petróleo. O modelo computacional. desenvolvido, considera o fluxo de duas fases (óleo e água), em um reservatório horizontal cilíndrico, com um poço no centro. São estudadas quatro configurações elétricas diferentes, o que levou ao desenvolvimento de uma formulação bidimensional, nas direções radial e angular. Os fenômenos que ocorrem no reservatório são representados por 4 equações governantes. A equação da eletricidade é resolvida separadamente enquanto as restantes (Óleo, Água e Energia) são resolvidas simultaneamente, através de uma formulação totalmente implícita, utilizando-se o método de Newton para tratamento das não-linearidades. Os resultados apresentados compreendem a validação do modelo, o ajuste aos dados práticos do teste de campo de Rio Panon na bacia Potiguar e ainda diversas extrapolações realizadas Abstract: Due to the success of the thermal methods or oil recovery, the research and application of electromagnetic waves to generate heat in reservoirs was boosted in the last decade. The heat can be generated through three different techniques: electric, inductive and dielectric heating. The aim of this work was to develop a numerical model to simulate properly the effects of the method of oil recovery through electric heating. The fundamental principle in this method is the generation of heating power in the reservoir by flowing electric current in a circuit formed by the formation water and two or more wells. The computational model developed considers the flow of two phases - oil and water - in a horizontal and cylindrical reservoir with a centered well. Four different electric configurations were studied and a two-dimensional formulation in the angular and radial directions was developed. Four governing equations are used to model the reservoir: Two mass balance equations, for oil and water phase, and two energy balance equations, for thermal and electric energy. The electrical energy balance equation is solved separately, while the others are solved simultaneously by a fully implicit formulation that makes use of Newton's method to handle the nonlinearities. The results presented consist or the validation of the model, its application to a field test conducted in Rio Panon field in the Potiguar Basin in Brazil, and some idealized cases. In all cases that were run the reliability or the model was analyzed and proved satisfactory Mestrado Mestre em Engenharia de Petróleo