A produção de um reservatório de petróleo é um processo acoplado entre fenômenos geomecânicos e de fluxo, os quais impactam o próprio reservatório e suas rochas adjacentes. Ensaios laboratoriais mostraram que amostras de um reservatório carbonático do Campo B, um campo de petróleo localizado na Bacia de Campos, são muito sensíveis às deformações causadas pela depleção. Desta forma, o objetivo deste trabalho é avaliar aspectos geomecânicos e de produção do desenvolvimento do Campo B, utilizando diferentes esquemas de acoplamento hidromecânico. Foram realizadas simulações hidromecânicas parcialmente acopladas entre o simulador de fluxo IMEX e o programa de análises geomecânicas CHRONOS (um código de elementos finitos executado em GPU) através de uma metodologia que permite análises tanto em uma, quanto em duas vias. Foi construído um Mechanical Earth Model 3D do Campo B no modelador geológico GOCAD através de um workflow específico para esta tarefa. Então, foram confrontadas respostas de respostas de fluxo e geomecânicas entre simulações feitas em uma via e em duas vias. Primeiramente, a permeabilidade não foi considerada como parâmetro de acoplamento. Neste caso, não foram encontradas diferenças significativas entre os resultados dos dois tipos de acoplamento. Posteriormente foram realizadas novas simulações em duas vias, porém considerando variações das permeabilidades decorrentes da depleção do reservatório. Os resultados destas novas análises divergiram da simulação acoplada em duas vias na qual esta propriedade foi mantida constante ao longo do tempo. Logo, neste caso, negligenciar o acoplamento da permeabilidade pode gerar erros significativos. Também foram feitas análises quanto à performance computacional das simulações hidromecânicas realizadas ao longo desta Dissertação.