Estudo de Simulação de Reservatórios para o Desenvolvimento de um Campo do Nordeste Brasileiro
Campos maduros. Acumulações marginais. Simulação de reservatórios. Desenvolvimento de campos de petróleo. Recuperação secundaria. Injeção de gás, Perfuração horizontal.
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 inicializado o modelo 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 sintético 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, entretanto o poço horizontal atinge a mesma produção acumulada em um tempo menor. Consequentemente a perfuração de um poço horizontal é um projeto de aceleração de produção, por tanto 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.