Detalhes bibliográficos
| Ano de defesa: |
2017 |
| Autor(a) principal: |
Silva, Francisca de Fátima do Nascimento |
| Orientador(a): |
Doria Neto, Adrião Duarte |
| Banca de defesa: |
Não Informado pela instituição |
| Tipo de documento: |
Tese
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| Tipo de acesso: |
Acesso aberto |
| Idioma: |
por |
| Instituição de defesa: |
Não Informado pela instituição
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| Programa de Pós-Graduação: |
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CIÊNCIA E ENGENHARIA DE PETRÓLEO
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| Departamento: |
Não Informado pela instituição
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| País: |
Brasil
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| Palavras-chave em Português: |
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| Área do conhecimento CNPq: |
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| Link de acesso: |
https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/23658
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Resumo: |
O desenvolvimento de um campo petrolífero pode ser entendido como o conjunto de ações necessárias para colocar o campo em produção: perfurações, sistemas de injeção, plataformas, etc. A forma como será feito este desenvolvimento define uma ou mais alternativas. Assim, definir alternativas de desenvolvimento de um campo petrolífero é uma das tarefas mais importantes na área de reservatórios, dado que estas definições afetam o comportamento do reservatório, decisões futuras, análises econômicas e, consequentemente, a atratividade resultante dos projetos definidos. Este trabalho apresenta a implementação de um sistema otimizador multiobjetivo baseado no algoritmo genético NSGA-II (Non-Dominated Sorting Genetic Algorithm), que oferece uma ferramenta de suporte à decisão e automatiza a busca de alternativas para o desenvolvimento de campos petrolíferos submetidos ao processo de injeção de água. Cada alternativa refere-se à forma como um campo petrolífero, conhecido e delimitado, é colocado em produção, isto é, diz respeito à determinação do número e a disposição dos poços produtores e injetores no campo. A aplicação do algoritmo consiste em encontrar as configurações de produção que, em longo prazo, forneçam o maior Valor Presente Líquido (VPL), obtido a partir do custo de investimento inicial, do preço do petróleo, da produção de óleo e dos custos de operação pagos durante o tempo de produção, ou seja, a condição operacional mais viável economicamente, reduzindo o tempo do processo de tomada de decisão. Com os resultados apresentados foi possível observar que em vários casos as aplicações das linhas de ação possibilitaram aumentos significativos no VPL e no Fator de Recuperação ao final do projeto. Considerando o Caso_36 de dimensão de malha de 300m, o Fator de Recuperação aumentou de 45,66% para 50,24%, um aumento de quase 5 pontos percentuais no volume de óleo recuperado. Diante do exposto, observa-se que as intervenções operacionais de alterar (aumentar ou diminuir) a vazão de injeção de água inicial ou mudar o layout de malha no campo melhoram a rentabilidade, reduzindo os custos com a injeção de água, tratamento e descarte da água produzida, aumentando o tempo de viabilidade do projeto. Por outro lado, é importante destacar também que, em alguns casos, ao aplicar as linhas de ação, o Fator de recuperação final é menor, mas ainda sim as reduções dos custos operacionais viabilizam a operação. |
