Navegando por Autor "Nudelman, Gabriel Pablo"
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Dissertação Estudo de simulação de reservatórios para o desenvolvimento de um campo do nordeste brasileiro(Universidade Federal do Rio Grande do Norte, 2015-09-29) Nudelman, Gabriel Pablo; Dutra Júnior, Tarcilio Viana; ; http://lattes.cnpq.br/8753782475740001; ; http://lattes.cnpq.br/9092827221162270; 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/5453593230706116Nos 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.