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O principal objetivo deste artigo é apresentar o desenvolvimento de um tomógrafo ultrassônico que simula o monitoramento dinâmico da injeção de CO2 em um reservatório de hidrocarbonetos. É proposto o uso de tomografia ultrassônica para detectar mudanças na velocidade do som causadas por um corpo de prova dentro de um meio com escala reduzida, visando simular o monitoramento dinâmico em campo, uma vez que a injeção de CO2 também causa mudanças na velocidade do som no reservatório de hidrocarbonetos. O sistema de aquisição real simulado por este tomógrafo é composto por fontes acústicas espaçadas uniformemente ao longo de um poço aproximadamente vertical em paralelo a outro poço, perfurados em um campo de exploração de hidrocarbonetos, onde os receptores são dispostos uniformemente. O sinal acústico se propaga a partir de cada fonte e percorre o meio entre os poços até atingir os receptores no outro poço. A partir dos tempos de trânsito do sinal registrado nos receptores, pode-se estimar a velocidade de propagação do meio entre fontes e receptores. A imagem do subsolo é então estimada utilizando-se algoritmos de tomografia sísmica. Esta imagem é uma representação gráfica do campo de velocidades e permite identificar os contornos da pluma do CO2 injetado em reservatórios de hidrocarbonetos. Assim, pode-se automatizar o monitoramento contínuo da injeção de CO2 de modo a preservar a segurança da operação de campo contra vazamentos de CO2 indesejados e potencialmente letais. The main goal of this paper is to present the development of an ultrasonic tomograph that simulates the dynamic monitoring of CO2 injection into a hydrocarbon reservoir. It is proposed the use of ultrasonic tomography to detect sound velocity changes caused by a phantom inside a small-scale medium, in order to simulate the dynamic monitoring on field, since CO2 injection also causes sound velocity changes in the hydrocarbon reservoir. The real acquisition system simulated by this tomograph is comprised by acoustic sources evenly spaced along an approximately vertical well in parallel to another well, both drilled in the oilfield, where the acoustic receivers are evenly spaced. The acoustic signal propagates from each source and crosses the medium between wells to reach the receivers in another well. From traveltimes recorded at receivers, one can estimate the sound propagation velocity of the medium between sources and receivers. The subsurface image is then estimated by use of seismic tomography methods. That image is a graphical representation of the sound velocity field and yields the identification of CO2 plume contour injected into hydrocarbons reservoirs. Thus, one can automate the CO2 injection monitoring in order to preserve the field operation safety against undesirable and potentially lethal CO2 leaks

Desenvolvimento de um tomógrafo ultrassônico para simulação do monitoramento dinâmico de injeção de CO2 em reservatórios de hidrocarbonetos