Estudo de simulação de reservatórios para o desenvolvimento de um campo do nordeste brasileiro
In the last 16 years emerged in Brazil a segment of independent producers with focus on onshore basins and shallow waters. Among the challenges of these companies is the development of fields with projects with a low net present value (NPV). The objective of this work was to study the technical-e...
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| Autor principal: | |
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| Outros Autores: | |
| Formato: | Dissertação |
| Idioma: | por |
| Publicado em: |
Universidade Federal do Rio Grande do Norte
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| Assuntos: | |
| Endereço do item: | https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/20624 |
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Campos maduros Acumulações marginais Simulação de reservatórios Desenvolvimento de campos de petróleo Recuperação secundária Injeção de gás Perfuração horizontal CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA::TECNOLOGIA QUIMICA::PETROLEO E PETROQUIMICA |
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Campos maduros Acumulações marginais Simulação de reservatórios Desenvolvimento de campos de petróleo Recuperação secundária Injeção de gás Perfuração horizontal CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA::TECNOLOGIA QUIMICA::PETROLEO E PETROQUIMICA Nudelman, Gabriel Pablo Estudo de simulação de reservatórios para o desenvolvimento de um campo do nordeste brasileiro |
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In the last 16 years emerged in Brazil a segment of independent producers with focus on
onshore basins and shallow waters. Among the challenges of these companies is the
development of fields with projects with a low net present value (NPV). The objective of this
work was to study the technical-economical best option to develop an oil field in the Brazilian
Northeast using reservoir simulation. Real geology, reservoir and production data was used to
build the geological and simulation model. Due to not having PVT analysis, distillation
method test data known as the true boiling points (TBP) were used to create a fluids model
generating the PVT data. After execution of the history match, four development scenarios
were simulated: the extrapolation of production without new investments, the conversion of a
producing well for immiscible gas injection, the drilling of a vertical well and the drilling of a
horizontal well. As a result, from the financial point of view, the gas injection is the
alternative with lower added value, but it may be viable if there are environmental or
regulatory restrictions to flaring or venting the produced gas into the atmosphere from this
field or neighboring accumulations. The recovery factor achieved with the drilling of vertical
and horizontal wells is similar, but the horizontal well is a project of production acceleration;
therefore, the present incremental cumulative production with a minimum rate of company's
attractiveness is higher. Depending on the crude oil Brent price and the drilling cost, this
option can be technically and financially viable. |
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Dutra Júnior, Tarcilio Viana |
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ri-123456789-206242019-01-30T04:28:26Z Estudo de simulação de reservatórios para o desenvolvimento de um campo do nordeste brasileiro Nudelman, Gabriel Pablo Dutra Júnior, Tarcilio Viana http://lattes.cnpq.br/9092827221162270 http://lattes.cnpq.br/8753782475740001 Lins Júnior, Abel Gomes http://lattes.cnpq.br/1051102659037756 Galvão, Edney Rafael Viana Pinheiro http://lattes.cnpq.br/3142315953748654 Rodrigues, Marcos Allyson Felipe http://lattes.cnpq.br/5453593230706116 Campos maduros Acumulações marginais Simulação de reservatórios Desenvolvimento de campos de petróleo Recuperação secundária Injeção de gás Perfuração horizontal CNPQ::ENGENHARIAS::ENGENHARIA QUIMICA::TECNOLOGIA QUIMICA::PETROLEO E PETROQUIMICA In the last 16 years emerged in Brazil a segment of independent producers with focus on onshore basins and shallow waters. Among the challenges of these companies is the development of fields with projects with a low net present value (NPV). The objective of this work was to study the technical-economical best option to develop an oil field in the Brazilian Northeast using reservoir simulation. Real geology, reservoir and production data was used to build the geological and simulation model. Due to not having PVT analysis, distillation method test data known as the true boiling points (TBP) were used to create a fluids model generating the PVT data. After execution of the history match, four development scenarios were simulated: the extrapolation of production without new investments, the conversion of a producing well for immiscible gas injection, the drilling of a vertical well and the drilling of a horizontal well. As a result, from the financial point of view, the gas injection is the alternative with lower added value, but it may be viable if there are environmental or regulatory restrictions to flaring or venting the produced gas into the atmosphere from this field or neighboring accumulations. The recovery factor achieved with the drilling of vertical and horizontal wells is similar, but the horizontal well is a project of production acceleration; therefore, the present incremental cumulative production with a minimum rate of company's attractiveness is higher. Depending on the crude oil Brent price and the drilling cost, this option can be technically and financially viable. Nos últimos dezesseis anos surgiu no Brasil um segmento de produtores independentes com foco de atuação nas bacias terrestres e de águas rasas. Entre os desafios destas empresas se encontra o desenvolvimento de campos com projetos com um valor presente líquido (VPL) baixo. O objetivo deste trabalho foi estudar a melhor opção técnico-econômica de desenvolvimento de um campo de petróleo no Nordeste Brasileiro aplicando a simulação de reservatórios. A partir de dados reais de geologia, reservatórios e produção foi realizado o modelo geológico e de simulação. Devido a não ter análise PVT, foram utilizados os dados do ensaio de destilação denominado Pontos de Ebulição Verdadeiros (PEV) para criar um modelo de fluidos gerando as curvas PVT. Após realizado o ajuste manual do histórico, foram simulados quatro cenários de desenvolvimento: a extrapolação de produção sem novos investimentos, a conversão de um poço produtor para injeção de gás imiscível, a perfuração de um poço vertical e a perfuração de um poço horizontal. Como resultados, do ponto de vista financeiro, a injeção de gás foi a alternativa com menor valor agregado, podendo ser viável caso haja restrições ambientais ou regulatórias de queima ou de ventilação ao meio ambiente do gás produzido do campo ou de campos vizinhos. O fator de recuperação atingido com a perfuração dos poços vertical e horizontal é similar, mas a perfuração do poço horizontal é um projeto de aceleração de produção, portanto a produção acumulada incremental atualizada com uma taxa mínima de atratividade da empresa é maior. A depender do preço do barril de petróleo Brent e do custo de perfuração esta opção pode ser técnica e financeiramente viável. 2016-06-08T20:53:05Z 2016-06-08T20:53:05Z 2015-09-29 masterThesis NUDELMAN, Gabriel Pablo. Estudo de simulação de reservatórios para o desenvolvimento de um campo do nordeste brasileiro. 2015. 130f. Dissertação (Mestrado em Ciência e Engenharia de Petróleo) - Centro de Ciências Exatas e da Terra, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2015. https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/20624 por Acesso Aberto application/pdf Universidade Federal do Rio Grande do Norte Brasil UFRN PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE PETRÓLEO |