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The search for new formulations of lubricating additives in drilling fluids is constant, due to the need of the oil and gas industry to improve products and processes and preserve the ecosystem, contributing to the sustainable development. The use of microemulsions in the upstream phase is increasing, mainly in the area of advanced oil recovery, but innovative in the area of oil well drilling. The objective of this study was to develop and characterize biodegradable microemulsions and of low production costs for application as a lubricant additive for water-based drilling fluids. For this purpose, the following were carried out: a) stability test on microemulsions and additive drilling fluids; b) particle size testing in the microemulsions; c) turbidity point test, in order to evaluate the microemulsion behavior regarding temperature; and d) lubricity test of microemulsions, proposed lubricant and additive drilling fluids. The lubricity results found were satisfactory, showing that the microemulsified systems evaluated can be applied as biodegradable lubricant additives in water-based drilling fluids for oil well drilling, causing less environmental impact. La busca de nuevas formulaciones para aditivos lubricantes en fluidos de perforación es constante, debido a la necesidad de la industria del petróleo y el gas de mejorar los productos y procesos y preservar el ecosistema, contribuyendo al desarrollo sostenible. El uso de microemulsiones en la industria petroquímica está aumentando, principalmente en el área de recuperación avanzada de petróleo, pero innovador en el área de perforación de pozos petroleros. El objetivo de este estudio fue desarrollar y caracterizar microemulsiones biodegradables con bajos costos de producción, para su aplicación como aditivo lubricante para fluidos de perforación a base de agua. Se realizaron: a) pruebas de estabilidad y lubricidad en microemulsiones y fluidos de perforación aditivos, b) prueba de tamaño de partícula, para caracterizar la microemulsión; c) punto de turbidez, para evaluar el comportamiento de la microemulsión con respecto a la temperatura; d) lubricidad del lubricante propuesto y los fluidos de perforación añadidos. Los resultados de lubricidad encontrados fueron satisfactorios, mostrando que los sistemas microemulsificados evaluados pueden aplicarse como aditivos lubricantes biodegradables en fluidos de perforación a base de agua para la perforación de pozos, causando menos impacto ambiental. A busca por novas formulações para aditivos lubrificantes em fluidos de perfuração é constante, devido à necessidade da indústria do petróleo e gás de aperfeiçoar produtos e processos e preservar o ecossistema, contribuindo com o desenvolvimento sustentável. O uso de microemulsões na fase upstream é crescente, principalmente na área de recuperação avançada de petróleo, porém inovador na área de perfuração de poços de petróleo. O objetivo deste estudo foi desenvolver e caracterizar microemulsões biodegradáveis e de baixo custo de produção para aplicação como aditivo lubrificante de fluidos de perfuração base água. Para tanto, foram realizados: a) teste de estabilidade nas microemulsões e nos fluidos de perfuração aditivados; b) teste de tamanho de partícula nas microemulsões; c) teste de ponto de turbidez, para avaliação do comportamento da microemulsão quanto a temperatura; e d) teste de lubricidade das microemulsões, do lubrificante proposto e dos fluidos de perfuração aditivados. Os resultados de lubricidade encontrados foram satisfatórios, mostrando que os sistemas microemulsionados avaliados podem ser aplicadas como aditivos lubrificantes biodegradáveis em fluidos de perfuração base água para perfuração de poços de petróleo, causando um menor impacto ambiental.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior (CAPES) No mundo, há inúmeros reservatórios de petróleo com um longo histórico de produção, mas sua produção foi interrompida porque atingiu o limite da sua viabilidade econômica, mesmo ainda tendo uma quantidade significativa de óleo. No Brasil destaca-se o Rio Grande do Norte, com uma longa produção de óleo pesado através de poços onshore. Ó óleo contido nesses reservatórios possuem alta viscosidade e uma baixa mobilidade, minimizando a eficiência de deslocamento no meio poroso, que pode ser mitigada pela aplicação de métodos térmicos para tornar possível melhorar a recuperação de óleo nesses locais. Entre os métodos térmicos, o processo de combustão in-situ com poços horizontais pode ser uma alternativa para a recuperação de óleo pesado. No Brasil, o processo de combustão in-situ com poços verticais foi testado em dois projetos pilotos, nos campos de Carmópolis e Buracica. Entretanto, esses projetos foram malsucedidos devido ao alto risco de explosão provenientes da presença de oxigênio no poço produtor. Por isso, a importância de se estudar a aplicabilidade do processo de combustão in-situ com os avanços tecnológicos na perfuração de poços horizontais, verificando sua viabilidade nos campos petrolíferos do estado do Rio Grande do Norte. Assim, esta pesquisa teve como objetivo a avaliação da produção de oxigênio e de petróleo no processo de combustão in-situ através de poços horizontais. Para isto, foi considerado um reservatório semissintético, com características semelhantes àquelas encontradas no Nordeste Brasileiro. Todos os resultados foram obtidos utilizando um software térmico comercial. A injeção de ar foi analisada de forma contínua e intermitente. A taxa de injeção de ar quando injetada de forma contínua apresentou influência sobre a produção acumulada de óleo, e foi identificada uma taxa máxima de injeção de ar, 35.000 m³STD/dia, como maior nível a possibilitar aumento na recuperação de óleo. Para essa taxa máxima de injeção foi observado um incremento na taxa de oxigênio no poço produtor, atingindo até 8,9% sobre o fluxo de gás ao término da produção. Para os casos com injeção intermitente de ar, foi observado, com ciclo de 1 e 2 anos, uma redução no percentual de oxigênio produzido, mostrando que sua aplicação pode vir a ser viável tecnicamente. Ao final, com a aplicação da injeção alternada ar e vapor não foi observado redução no percentual de oxigênio produzido, inviabilizando sua aplicação. No mundo, há inúmeros reservatórios de petróleo com um longo histórico de produção, mas sua produção foi interrompida porque atingiu o limite da sua viabilidade econômica, mesmo ainda tendo uma quantidade significativa de óleo. No Brasil destaca-se o Rio Grande do Norte, com uma longa produção de óleo pesado através de poços onshore. Ó óleo contido nesses reservatórios possuem alta viscosidade e uma baixa mobilidade, minimizando a eficiência de deslocamento no meio poroso, que pode ser mitigada pela aplicação de métodos térmicos para tornar possível melhorar a recuperação de óleo nesses locais. Entre os métodos térmicos, o processo de combustão in-situ com poços horizontais pode ser uma alternativa para a recuperação de óleo pesado. No Brasil, o processo de combustão in-situ com poços verticais foi testado em dois projetos pilotos, nos campos de Carmópolis e Buracica. Entretanto, esses projetos foram malsucedidos devido ao alto risco de explosão provenientes da presença de oxigênio no poço produtor. Por isso, a importância de se estudar a aplicabilidade do processo de combustão in-situ com os avanços tecnológicos na perfuração de poços horizontais, verificando sua viabilidade nos campos petrolíferos do estado do Rio Grande do Norte. Assim, esta pesquisa teve como objetivo a avaliação da produção de oxigênio e de petróleo no processo de combustão in-situ através de poços horizontais. Para isto, foi considerado um reservatório semissintético, com características semelhantes àquelas encontradas no Nordeste Brasileiro. Todos os resultados foram obtidos utilizando um software térmico comercial. A injeção de ar foi analisada de forma contínua e intermitente. A taxa de injeção de ar quando injetada de forma contínua apresentou influência sobre a produção acumulada de óleo, e foi identificada uma taxa máxima de injeção de ar, 35.000 m³STD/dia, como maior nível a possibilitar aumento na recuperação de óleo. Para essa taxa máxima de injeção foi observado um incremento na taxa de oxigênio no poço produtor, atingindo até 8,9% sobre o fluxo de gás ao término da produção. Para os casos com injeção intermitente de ar, foi observado, com ciclo de 1 e 2 anos, uma redução no percentual de oxigênio produzido, mostrando que sua aplicação pode vir a ser viável tecnicamente. Ao final, com a aplicação da injeção alternada ar e vapor não foi observado redução no percentual de oxigênio produzido, inviabilizando sua aplicação.

The method "toe-to-heel air injection" (THAITM) is a process of enhanced oil recovery, which is the integration of in-situ combustion with technological advances in drilling horizontal wells. This method uses horizontal wells as producers of oil, keeping vertical injection wells to inject air. This process has not yet been applied in Brazil, making it necessary, evaluation of these new technologies applied to local realities, therefore, this study aimed to perform a parametric study of the combustion process with in-situ oil production in horizontal wells, using a semi synthetic reservoir, with characteristics of the Brazilian Northeast basin. The simulations were performed in a commercial software "STARS" (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), from CMG (Computer Modelling Group). The following operating parameters were analyzed: air rate, configuration of producer wells and oxygen concentration. A sensitivity study on cumulative oil (Np) was performed with the technique of experimental design, with a mixed model of two and three levels (32x22), a total of 36 runs. Also, it was done a technical economic estimative for each model of fluid. The results showed that injection rate was the most influence parameter on oil recovery, for both studied models, well arrangement depends on fluid model, and oxygen concentration favors recovery oil. The process can be profitable depends on air rate O método toe-to-heel air injection (THAITM) é um processo de recuperação de petróleo avançado, que consiste na integração da combustão in-situ com os avanços tecnológicos na perfuração de poços horizontais. Este método utiliza poços horizontais como produtores de óleo, mantendo poços injetores verticais para a injeção de ar. Este processo ainda não foi aplicado no Brasil, tornando necessário, avaliação destas novas tecnologias aplicadas às realidades locais, por isso, este trabalho teve como objetivo principal realizar um estudo paramétrico do processo de combustão in-situ com produção de óleo em poços horizontais, usando um reservatório semi sintético, com características das encontradas no Nordeste Brasileiro. As simulações foram realizadas em um programa comercial de processos térmicos, denominado STARS (Steam, Thermal, and Advanced Processes Reservoir Simulator), da empresa CMG (Computer Modelling Group). Foram realizadas análises dos parâmetros operacionais: vazões de injeção, configuração dos poços e concentração de oxigênio. O estudo de sensibilidade dos fatores foi realizado com a técnica de análise de planejamento experimental, com uma combinação de dois e três níveis (32x22), totalizando 36 simulações, 18 para cada modelo, em função da produção acumulada de óleo (Np). Também foi realizada uma estimativa econômica de análise de custo para cada modelo de fluido. Os resultados mostraram que a configuração de poços e a vazão de injeção foram o parâmetro que apresentou maior influência no óleo recuperado para os dois modelos de fluidos analisados, respectivamente, que a configuração de poços é influenciada pelo modelo de fluido, e que um aumento da concentração de oxigênio favorece a recuperação de óleo, no processo estudado. Também foi encontrado que o processo pode ser rentável dependendo da quantidade de ar injetado no processo

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico - CNPq Apesar de estar ocorrendo uma fase de transição energética no mundo, com o alto crescimento no interesse e no consumo de energias renováveis, o petróleo ainda continua sendo a principal matriz energética mundial. No Brasil, o petróleo corresponde a quase metade da oferta energética disponível o que deixa claro a importância da indústria petrolífera no país. A produção nacional de óleo e gás teve um incremento relevante nos últimos 21 anos e isso aconteceu principalmente pela produção do Pré-sal brasileiro. Devido ao grande potencial de produção do Pré-sal o Brasil é hoje um dos protagonistas na produção de óleo e gás no meio offshore. Uma característica pertinente do óleo produzido nessa província é a alta concentração de gás carbônico (CO2) na sua composição e isso motivou a injeção desse gás nos reservatórios de alguns campos, como o de Lapa. Nesse campo o método de injeção alternada de água e gás (WAG) já é utilizado com o intuito de evitar a emissão do CO2 para a atmosfera como também para facilitar a chegada do óleo nos poços produtores. Um método alternativo à injeção WAG e inovador que vem sendo estudado é a injeção alternada de gás e polímeros (PAG). Nesse contexto este trabalho teve como objetivo a aplicação da injeção PAG em um reservatório com características do Pré-sal através da simulação numérica, como também a comparação dos resultados entre as injeções PAG e WAG. Para simular os métodos em questão foi utilizado o simulador GEM da CMG (Computer Modelling Group). A obtenção dos parâmetros a serem utilizados na injeção PAG veio através da análise dos resultados da injeção contínua de CO2 e injeção contínua de polímeros separadamente. Em seguida as injeções PAG e WAG também foram simuladas tendo seus resultados comparados. Através da observação dos resultados obtidos, a injeção PAG mostrou-se tecnicamente melhor em relação à injeção WAG, aumentando a produção acumulada de óleo em 8,6% para um intervalo de injeção de 10 anos, em 11,1% para um intervalo de injeção de 4 anos e em 10,2% para um intervalo de injeção de 2 anos. Although a phase of energy transition is taking place in the world, with high growth in interest and consumption of renewable energies, oil is still the world's leading energy matrix. In Brazil, oil accounts for almost half of the available energy supply, which makes clear the importance of the oil industry in the country. National oil and gas production has had a significant increase in the last 21 years and this was mainly due to the production of Brazilian Pre-salt. Due to the great potential of pre-salt production, Brazil is today one of the protagonists in the production of oil and gas in the offshore environment. A relevant characteristic of the oil produced in this province is the high concentration of carbon dioxide (CO2) in its composition and this motivated the injection of this gas in reservoirs of some fields, such as Lapa. In this field the method of water alternating gas injection (WAG) is already used in order to prevent the emission of CO2 into the atmosphere as well as to facilitate the arrival of oil in producing wells. An alternative and innovative method to WAG injection that has been studied is polymer alternating gas injection (PAG). In this context, this work aimed to apply the PAG injection in a reservoir with pre-salt characteristics through numerical simulation, as well as the comparison of the results between the PAG and WAG injections. To simulate the methods in question, the GEM simulator from CMG (Computer Modeling Group) was used. The parameters to be used for PAG injection were obtained by analyzing the results of continuous CO2 flooding and continuous polymer flooding separately. Then the injections PAG and WAG were also simulated and their results compared. By observing the results obtained, the PAG injection was technically better than the WAG injection, increasing accumulated oil production by 8.6% over a 10-year injection interval, by 11.1% over a 4-year injection interval and 10.2% for a 2-year injection interval.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior - CAPES Um dos principais desafios da indústria petrolífera atualmente é melhorar a recuperação em campos terrestres. Das reservas em terra de hidrocarbonetos, uma porção significativa é composta por óleos pesados e extrapesados. Os métodos térmicos e os miscíveis auxiliam no aumento de produção de hidrocarbonetos pela redução da viscosidade, das forças capilares e da tensão interfacial. Eles podem ser combinados por meio da coinjeção de vapor e solvente. Uma das soluções mais versáteis para a recuperação de óleo pesado é a coinjeção cíclica de vapor e solvente, pois proporciona produção de volumes consideráveis e retorno do valor investido em um curto intervalo de tempo. O potencial de aumento no fator de recuperação pode ser maior que 5% e a redução de gases do efeito estufa de aproximadamente 25%. Por isto, este trabalho tem como objetivo avaliar tecnicamente e economicamente o processo de injeção cíclica de vapor e solvente em um reservatório de óleo pesado com características do nordeste brasileiro. As simulações foram realizadas em um programa comercial de modelagem de reservatórios de petróleo. Para esta análise, foram realizados um planejamento experimental completo 2x34 e outro planejamento 35 , variando fatores tais como: tipo de solvente, porcentagem molar do solvente, temperatura de injeção, vazão de injeção de fluidos (vapor e solvente), compressibilidade da rocha, tempo de injeção, tempo de soaking e duração dos ciclos. Foi realizado um estudo do comportamento da temperatura ao longo do poço (nos blocos) e das perdas de energia. Foi analisado o volume acumulado de óleo produzido. Os resultados obtidos mostraram que as variáveis analisadas que tiveram maior influência na produção acumulada de óleo foram a compressibilidade da formação, vazão de injeção, porcentagem de solvente, intervalo dos ciclos e duração da fase de injeção, sendo a compressibilidade a variável que mais influenciou. E dentre os três solventes utilizados (pentano, heptano e diesel), o heptano apresentou desempenho superior e os outros dois apresentaram desempenhos semelhantes. A temperatura ao longo do poço sofreu mais influência da vazão de injeção e maiores vazões proporcionaram maiores perdas de calor. A temperatura ao longo do poço foi diferente, sendo a parte superior mais aquecida, e ocorreram mudanças quando analisados períodos equivalentes de ciclos diferentes. A análise econômica mostrou que maiores quantidades de vapor e solvente tornam o projeto inviável economicamente. One of the main challenges facing the oil industry today is improving land field recovery. Of the hydrocarbon land reserves, a significant portion is made up of heavy and extraheavy oils. Thermal and miscible methods help to increase hydrocarbon production by reducing viscosity, capillary forces and interfacial tension. They can be combined by steam and solvent stimulation. One of the most versatile solutions for heavy oil recovery is cyclic steam and solvent stimulation, as it delivers sizable volumes and returns on a short time. Therefore, this work aims to technically and economically evaluate the cyclic steam and solvent coinjection process in a heavy oil reservoir with characteristics of Brazilian northeastern. The simulations were performed in a commercial oil reservoir modeling program. For this analysis, a complete 2x34 experimental design and a 3 5 design were performed, varying factors such as: solvent type, molar solvent percentage, injection temperature, fluid injection flow rate, rock compressibility, injection time, soaking time and duration of cycles. A study of the behavior of the temperature along the well (in the blocks) and the energy losses was performed. The accumulated volume of oil produced was analyzed. The results show that the analyzed variables that had the greatest influence on the accumulated oil production were formation compressibility, injection flow rate, solvent percentage, cycle interval and injection phase duration. The compressibility was the variable that influenced the most. And among the three solvents used (pentane, heptane and diesel), heptane presented superior performance and the other two presented similar performances. The temperature along the well was more influenced by the injection flow rate. The temperature along the well was more influenced by the injection flow, higher flow rates provided greater heat losses. The temperature along the well was different, with the upper part warmer and changes occurred when analyzing equivalent periods of different cycles. Economic analysis has shown that higher amounts of steam and solvent make the project economically unviable.

A exploração de reservas de hidrocarbonetos pesados e extrapesados é de interesse primordial para muitas companhias de petróleo, uma vez que, a magnitude desses recursos representa parte da energia mundial. A produção de óleo pesado, a partir de depósitos subterrâneos, é complexa, até mesmo sob as melhores circunstâncias, devido principalmente à elevada viscosidade do óleo. Para melhor desenvolver o processo de produção, tornando-o eficiente, de maneira que os fluidos que não seriam produzidos consigam chegar à superfície, foram desenvolvidos métodos de recuperação convencionais e especiais, para obtenção de um maior fator de recuperação e, consequentemente, uma maior lucratividade na operação de explotação dessas jazidas. Para reduzir a alta viscosidade e as elevadas tensões interfaciais, foram desenvolvidos os métodos térmicos. Nesse trabalho, simulou-se a injeção continua de vapor, com poços injetores verticais e horizontais, para desenvolver um reservatório com características do Nordeste brasileiro, de óleo pesado, através da condução dos fluidos produzidos com poço horizontal. Foram feitas análises técnicas e econômicas dos modelos que diferiam quanto às suas restrições e arranjos estruturais do sistema. Na configuração horizontal se observou a influência da vazão de injeção, da distância vertical e da distância lateral sobre o fator de recuperação. Na configuração vertical se analisou a influência da vazão de injeção, da completação dos injetores, da distância lateral e da quantidade de poços injetores sobre o fator de recuperação. Diante dos modelos proposto, analisou-se a produção acumulada de óleo, o Volume Poroso Injetado, a formação das câmaras de vapor e o Valor Presente Líquido. Tecnicamente, os modelos em que se injetou vapor com poços verticais obtiveram maior fator de recuperação de óleo, já os modelos horizontais se sobressaíram economicamente. The reserves exploration of heavy and extra heavy hydrocarbon is of prime interest to many oil companies, since the magnitude of these resources the magnitude of these resources still stands out on the global and Brazilian energy matrix. The production of heavy oil, from the underground deposits is complex, even on the best of circumstances, mainly due to the high viscosity of the oil. To further develop the process of production, making it efficient, so that the fluids that would not be produced get to reach the surface, complementary recovery methods and advanced were developed to obtain a higher recovery factor and, hence, greater profitability in operation exploitation of these deposits. To combat the high viscosity and high interfacial tensions, thermal methods were developed. In this work, the steam injection continues was simulated in vertical and horizontal injection wells, to develop a reservoir with characteristics of the Brazilian Northeast of heavy oil, by conducting fluid produced with horizontal well. Technical and economic analyzes were made of the models that differ in their structural constraints and system arrangements. In horizontal configuration was observed the influence of the injection flow, of the vertical distance and of the lateral distance over the recovery factor. In vertical configuration was analyzed the influence of the injection flow, of the injection wells completion, of the lateral distance and the amount of injection wells over the recovery factor. Faced the proposed models, was analyzed the cumulative oil production, the Pore Volume Injected, the formation of steam chambers and the Net Present Value. Technically, the models in which steam is injected with vertical wells had higher recovery factor of oil, since the horizontal models stood out economically.

No Brasil, em especial no Nordeste, há grande ocorrência de reservatórios contendo óleos pesados. Um dos processos promissores para a recuperação desse óleo é a drenagem gravitacional assistida com vapor e solvente (ES-SAGD) que utiliza dois poços horizontais paralelos, onde o injetor é disposto acima do produtor. A realização do processo se dá mediante a injeção de um aditivo de hidrocarboneto em baixa concentração em conjunto com vapor. O vapor contribui com calor para redução da viscosidade do óleo e o solvente ajuda na miscibilidade, reduzindo a tensão interfacial entre óleo/solvente. A principal força atuante neste processo é a gravitacional e a transferência de calor ocorre por meio da condução, convecção e pelo calor latente do vapor. A mobilidade do fluido deslocado é então melhorada, implicando num aumento do fator de recuperação. Para melhor compreender esse processo foi realizado um estudo numérico utilizando o método ES-SAGD num reservatório 2D, onde se verificou a sensibilidade de alguns parâmetros operacionais (temperatura, vazão de injeção de vapor, qualidade do vapor, tipo de solvente injetado, porcentagem de solvente e distância vertical entre o poço produtor e injetor) sobre o fator de recuperação. Foi encontrado que o solvente melhora a produção do óleo. Contudo, dependendo da distância vertical entre os poços e a quantidade de vapor injetado, não existe a antecipação do banco de óleo como observados em outros trabalhos, mostrando a importância da análise destes parâmetros. Com isso foi realizado a análise energética para diferentes distâncias verticais, constatando que quanto maior a distância vertical maior a perda energética e maior o fator de recuperação. Além de ter constatado que a adição de solvente ao sistema faz com que as perdas energéticas para as camadas sobrejacentes e subjacentes diminuam. Neste estudo, foram utilizados modelos semissintéticos, porém com dados de reservatório com características semelhantes ao do Nordeste Brasileiro. As simulações foram realizadas no módulo STARS (Steam, Thermal and Advanced Process Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), versão 2014. No Brasil, em especial no Nordeste, há grande ocorrência de reservatórios contendo óleos pesados. Um dos processos promissores para a recuperação desse óleo é a drenagem gravitacional assistida com vapor e solvente (ES-SAGD) que utiliza dois poços horizontais paralelos, onde o injetor é disposto acima do produtor. A realização do processo se dá mediante a injeção de um aditivo de hidrocarboneto em baixa concentração em conjunto com vapor. O vapor contribui com calor para redução da viscosidade do óleo e o solvente ajuda na miscibilidade, reduzindo a tensão interfacial entre óleo/solvente. A principal força atuante neste processo é a gravitacional e a transferência de calor ocorre por meio da condução, convecção e pelo calor latente do vapor. A mobilidade do fluido deslocado é então melhorada, implicando num aumento do fator de recuperação. Para melhor compreender esse processo foi realizado um estudo numérico utilizando o método ES-SAGD num reservatório 2D, onde se verificou a sensibilidade de alguns parâmetros operacionais (temperatura, vazão de injeção de vapor, qualidade do vapor, tipo de solvente injetado, porcentagem de solvente e distância vertical entre o poço produtor e injetor) sobre o fator de recuperação. Foi encontrado que o solvente melhora a produção do óleo. Contudo, dependendo da distância vertical entre os poços e a quantidade de vapor injetado, não existe a antecipação do banco de óleo como observados em outros trabalhos, mostrando a importância da análise destes parâmetros. Com isso foi realizado a análise energética para diferentes distâncias verticais, constatando que quanto maior a distância vertical maior a perda energética e maior o fator de recuperação. Além de ter constatado que a adição de solvente ao sistema faz com que as perdas energéticas para as camadas sobrejacentes e subjacentes diminuam. Neste estudo, foram utilizados modelos semissintéticos, porém com dados de reservatório com características semelhantes ao do Nordeste Brasileiro. As simulações foram realizadas no módulo STARS (Steam, Thermal and Advanced Process Reservoir Simulator) do programa da CMG (Computer Modelling Group), versão 2014.