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TÍTULO DO TRABALHO: Estudo da Explotação de um Campo de Gás Natural na Fase de Desenvolvimento

AUTORES:

Ivan José Martins Costa1, Eliana L. Ligero2, Denis J. Schiozer2

INSTITUIÇÃO:

(1) Petrobras, (2) DEP/FEM/UNICAMP E s t e T r a b a l h o f o i p r e p a r a d o p a r a a p r e s e n t a ç ã o n o 5 ° C o n g r e s s o B r a s i l e i r o d e P e s q u i s a e D e s e n v o l v i m e n t o e m P e t r ó l e o eG á s - 5 ° P D P E T R O , r e a l i z a d o p e l a a A s s o c i a ç ã o B r a s i l e i r a d e P & D e m P e t r ó l e o e G á s - A B P G , n o p e r í o d o d e 1 5 a 2 2 d e o u t u b r od e 2 0 0 9 , e m F o r t a l e z a - C E . E s s e T r a b a l h o f o i s e l e c i o n a d o p e l o C o m i t ê C i e n t í f i c o d o e v e n t o p a r a a p r e s e n t a ç ã o , s e g u i n d o a si n f o r m a ç õ e s c o n t i d a s n o d o c u m e n t o s u b m e t i d o p e l o ( s ) a u t o r ( e s ) . O c o n t e ú d o d o T r a b a l h o , c o m o a p r e s e n t a d o , n ã o f o ir e v i s a d o p e l a A B P G . O s o r g a n i z a d o r e s n ã o i r ã o t r a d u z i r o u c o r r i g i r o s t e x t o s r e c e b i d o s . O m a t e r i a l c o n f o r m e , a p r e s e n t a d o ,n ã o n e c e s s a r i a m e n t e r e f l e t e a s o p i n i õ e s d a A s s o c i a ç ã o B r a s i l e i r a d e P & D e m P e t r ó l e o e G á s . O ( s ) a u t o r ( e s ) t e mc o n h e c i m e n t o e a p r o v a ç ã o d e q u e e s t e T r a b a l h o s e j a p u b l i c a d o n o s A n a i s d o 5 ° P D P E T R O .

5 º C O N G R E S S O B R A S I L E I R O D E P E S Q U I S A E D E S E N V O L V I M E N T O E M P E T R Ó L E O E G Á S

ESTUDO DA EXPLOTAÇÃO DE UM CAMPO DE GÁS NATURAL NA FASE DE DESENVOLVIMENTO

Abstract

The development of non associated natural gas fields differ from the development of oil fields. The main difference is associated to the gas commercialization, that it is attached to a demand of an energy market, which should not be interrupted once contracted. In the engineering procedures, an important difference is that all components of the natural gas must be considered in the characterization, measurements and correlation of the physical properties, what normally does not occur for the oilfields studies. This work had as objective to study all phases of the development of a synthetic natural gas-condensate field, beginning in the elaboration of the geologic model until the definition of a development strategy, passing for the definition of the geometry and number of wells, the levels of production, the economic analysis, analysis of geologic uncertainties and verification of the compositional variations with the depletion. The geologic model was constructed from the deriving data of a seismic survey in set with data of wells and samples of the rocks from Namorado oilfield. The characteristics of the fluid had been based on real data of a gas condensate field. The properties of fluids and its interactions with the rock were used in a compositional flow simulator which was constructed for this field in order to make its forecast. Some goals of gas production had been studied, calculating the respective period of time where it would be possible to keep constant gas the production rate and to base a possible negotiation of sell contract. During the production, the residual gas did not suffer significant alteration in its composition, keeping unchanged its power of energy generation. The recovery of the gas was strongly influenced by the uncertainties in the permeability maps. The economic analysis showed a high sensitivity variation with the gas price.

Introdução

O gás natural possui qualidades excepcionais como combustível por ser pouco poluente e apresentar boas condições no controle de sua operação. O fluido consiste de uma mistura de hidrocarbonetos que à temperatura ambiente e pressão atmosférica permanece no estado gasoso, e possui, em geral, baixos teores de contaminantes, tais como nitrogênio, dióxido de carbono, água e compostos sulfurados, com raras ocorrências de gases nobres tais como hélio e argônio. Encontra-se acumulado em rochas porosas, frequentemente acompanhado por petróleo, quando é denominado de gás associado, porém ao ser encontrado em reservatórios saturados apenas com gás e água são chamados de gás não associado, como em campos da Bacia do Solimões e em recentes descobertas na Bacia de Santos.

Os reservatórios de gás podem ser classificados como gás seco, gás úmido ou gás condensado. Nos dois primeiros, o hidrocarboneto encontra-se no estado gasoso em condições de reservatório por toda a vida do campo. Em reservatórios de gás condensado, que constituem o foco deste trabalho, o hidrocarboneto inicialmente apresenta-se na fase vapor e à medida que a pressão do reservatório decresce com a produção, duas fases coexistem no reservatório: o gás e o condensado (Miller, 2007).

O gás natural retirado de uma jazida é enviado a vasos separadores e, em geral, é transferido para Unidades de Processamento do Gás Natural (UPGN), onde é desidratado para retirada do vapor d'água. Em seguida, o gás sofre um processo de absorção com refrigeração ou de turbo expansão, a fim de separar suas frações pesadas, atendendo às exigências do mercado e do meio ambiente. O resultado final é a produção de gás natural residual (metano e etano), gás natural liquefeito (propano e butano) e C5+ (gasolina natural transportada para as refinarias para futuro processamento).


O desenvolvimento e a operação de reservatórios de gás natural com condensação retrógrada requerem métodos de engenharia diferentes daqueles empregados em reservatórios de óleo ou até mesmo de gás seco. O fator preponderante neste sistema é o fato dos fluidos estarem totalmente ou quase todo na fase vapor nas condições de reservatório na época de sua descoberta. Esta característica, praticamente, governa os projetos de desenvolvimento e operação para a recuperação destes hidrocarbonetos. Deste modo, faz-se necessária uma compreensão adequada das propriedades dos fluidos associada ao bom entendimento das condições econômicas envolvidas para um desenvolvimento ótimo. Além desses fatores, outros aspectos importantes devem ser entendidos, tais como: modelo geológico e propriedades das rochas, atuação do aqüífero e produtividade e espaçamento dos poços.

Segundo Bradley (1992), no plano de explotação de reservatórios de gás, o número de poços pode variar significativamente dependendo do caso analisado. Alguns fatores devem ser considerados no plano de explotação: (1) contratos de entrega de gás; (2) capacidade de abastecimento das plantas de processos; (3) produtividade e injetividade dos poços; (4) padrão prático de explotação considerando a geometria do reservatório; (5) quantidade de hidrocarboneto recuperável e seu valor e (6) custo do projeto, incluindo os custos dos poços. Os itens de (3) a (5) devem ser equilibrados com os itens (1), (2) e (6) para assegurar os objetivos econômicos e contratuais do projeto. Caso os poços apresentem baixa produtividade, pode ser necessária a adição de outros poços para alcançar a produção requerida.

A economicidade do projeto deve ser avaliada após a escolha do método de operação do reservatório, simples depleção ou com manutenção de pressão, a fim de maximizar a recuperação de condensado.

OBJETIVO

Este trabalho teve como objetivo estudar a explotação de um campo sintético de gás natural com condensação retrógrada e na fase de desenvolvimento, sendo que as seguintes etapas foram consideradas: elaboração do modelo geológico; ajuste dos parâmetros da equação de estado para representar o comportamento do fluido em simulações de fluxo com abordagem composicional; estudo da geometria e número de poços; definição do nível de produção do campo; cálculo econômico das alternativas de produção e análise de sensibilidade à variação de parâmetros geológicos.

Modelagem do Campo de Gás Condensado

Modelagem Geológica

A modelagem geológica do campo sintético de gás foi realizada a partir de alguns dados do campo de Namorado, tais como: coordenadas dos poços verticais e seus perfis elétricos, saturação de água conata e mapas de contorno, coordenadas de falhas e pinch-out. Os dados do campo de Namorado foram obtidos do pacote de dados denominado de “Campo Escola de Namorado”, fornecido pela ANP.

O mapa de contorno do campo, a localização dos poços e a falha, considerada impermeável e que separa os blocos Alto e Baixo estão na Figura 1. Baseado nas análises dos perfis, os reservatórios, constituídos por arenitos, foram divididos em três níveis isolados entre si por folhelhos. Os intervalos R1, R2 e R3 que representam as rochas reservatórios e os intervalos F1 e F2 que representam os folhelhos estão ilustrados na Figura 2. Na modelagem da porosidade, permeabilidade e espessura porosa, bem como no modelo estrutural, foram considerados apenas os poços verticais e seus respectivos dados petrofísicos e de perfis elétricos. A distribuição geoestatística destas propriedades foi realizada através da função inverso do quadrado da distância, disponível em programas comerciais.

Modelagem do Fluido

A modelagem do fluido foi baseada em dados provenientes de uma amostra de um campo real de gás condensado. A análise cromatográfica mostrou que o fluido possuía 30 componentes distintos. Para


reduzir o esforço computacional e manter o tempo de simulação dentro de valores aceitáveis, o número de componentes empregados na caracterização do fluido foi reduzido através do conceito de pseudo-componentes. A escolha dos pseudo-componentes, além de buscar uma boa representação do comportamento e das propriedades das fases, deve simplificar a representação dos produtos obtidos com o processamento dos fluidos nas facilidades de produção. A Tabela 1 mostra a composição original do gás natural, a qual é descrita em termos do agrupamento em sete pseudo-componentes.

Figura 1. Mapa de contorno utilizado na modelagem geológica do campo de gás condensado.

Figura 2. Representação das rochas reservatórios e folhelhos - Seção transversal NW-SE .

Tabela 1: Composição do fluido nas condições de reservatório.

Pseudocomponente Composição Produto N2-CO2 5,6942

C1 74,1870 C2 10,5017

Gás residual

C3-C4 6,4464 GLP C5- C10 2,8307 C11-C15 0,2795

C16+ 0,0605 Condensado

O equilíbrio de fases do gás condensado foi representado pela equação de estado (EOS) de Peng e Robinson (1976) e um simulador comercial de comportamento de fases foi utilizado para modelar o comportamento do fluido. Para o ajuste final dos parâmetros da EOS, efetuou-se uma regressão não-linear dos dados provenientes dos seguintes ensaios laboratoriais: expansão à composição constante, depleção a volume constante, pressão de saturação do gás e teste de separação. A EOS correlacionou muito bem o comportamento de fases do fluido (máximo erro relativo de 2,5%), tanto em condições de reservatório, quanto em condições de superfície. A mesma EOS foi empregada para representar o comportamento de fases no reservatório e para simular o processo de separação na superfície.

Modelagem da Interação Rocha-Fluido

As curvas de permeabilidade relativa foram obtidas a partir de análises especiais de testemunhos disponíveis do mesmo reservatório no qual foi coletada a amostra do gás. As curvas foram agrupadas e as médias adimensionais foram determinadas. Os pontos terminais das curvas foram obtidos pelas médias dos valores medidos em laboratório. Um único conjunto de curvas de Krg versus Kro e Krw versus Kro foi obtido, o qual foi utilizado em todas as células do modelo de fluxo como se houvesse apenas um único tipo de fácies no reservatório. Esta simplificação fez-se necessária por não se dispor de dados para um estudo petrofísico detalhado visando a definição das diferentes fácies e a realização

35100 35200 35300 35400 35500 35600 35700 35800 35900

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NA1

NA1NA2RJS0

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RJS23

PO-PO-

PO-PO- PO-

PO-PO-

PO-PO-

PO-PO-

PO-PO-

PO-

N


de ensaios para cada uma delas para melhor caracterizar a interação rocha-fluido. O efeito da capilaridade não foi considerado.

Modelo de Simulação de Fluxo

O modelo de simulação de fluxo foi representado por uma malha tipo corner-point não ortogonal com 70x40x11 células, com 24100 ativas. Os volumes calculados de gás e de condensado originalmente in situ foram, respectivamente, 23,57 bilhões de m³ std e 4,88 milhões de m³ std.

A estratégia de produção preliminar consistiu dos mesmos 11 poços verticais do campo de Namorado considerados na elaboração do modelo geológico (Figura 1). Os poços foram completados, sempre que possível, em todas as camadas dos reservatórios, sendo considerada a espessura total para o intervalo canhoneado. Para simular o fluxo vertical multifásico foi utilizada a correlação de Aziz e Settari (1983). As principais condições inicias de operação dos poços foram: vazão máxima de gás (500.000 m³ std/d) e pressão mínima na cabeça do poço (3.000 kPa). Admitiu-se que os poços produziam para separadores operando a 1.380 kPa e 5°C e em uma única plataforma.

Para a previsão de produção de 20 anos, observou-se em 4 dos 11 poços uma produtividade baixa, ou até nula. Estes poços foram considerados como fechados na estratégia inicial. Dessa forma, o modelo base foi definido com 7 poços, sendo que apenas 1 poço encontra-se no bloco Baixo (Figura 3). O modelo base foi avaliado tanto em termos da coerência dos resultados gerados na simulação, quanto em termos da estabilidade numérica e do tempo de simulação. Os resultados de sua simulação para o período de 20 anos de produção mostrou-se bastante estável. O tempo de simulação num computador pessoal foi da ordem de 8 minutos – valor aceitável ao se tratar de simulação composicional. A Figura 4 mostra a produção de gás e condensado, destacando o efeito da condensação retrógrada.

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e Ó

leo

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)Vazão de Gás

Vazão de Óleo

Figura 3 – Estratégia de produção do modelo base (7 produtores).

Figura 4. Produção de gás e condensado para o modelo base.

Plano de Explotação do Campo

Alguns cenários possíveis de produção do campo de gás foram estabelecidos com base no volume originalmente in situ e na necessidade de produção a uma vazão constante por 20 anos, visando atender uma determinada demanda de venda de gás natural. Como o fluido em estudo apresentou uma elevada razão gás-líquido original (da ordem de 5.000 m³ std/m³ std) e baixa condensação no reservatório em função da depleção (valor máximo de 2%), optou-se por explotar o campo sem manutenção de pressão.


Inicialmente, admitiu-se uma produção de gás constante e igual a 3 milhões de m³ std/d, com poder calorífico superior (PCS) estimado em 9.400 kcal/m³, não havendo necessidade de efetuar correções para venda. Embora esta demanda de gás não pudesse ser atendida no período de 20 anos (Figura 5), os resultados das simulações representam uma informação gerencial importante para uma possível negociação de contratos de venda com menor prazo.

Em decorrência da meta de produção de gás não ter sido atingida no tempo estipulado, estudos da alocação de poços verticais ou horizontais foram realizados a fim de verificar a possibilidade de manter um patamar de produção do campo.

Viabilidade de Perfuração de Poços Horizontal e Vertical nos Blocos Alto e Baixo

Foi estudado, separadamente, o desempenho de poços horizontais e verticais alocados em regiões no bloco Alto com diferentes permeabilidades, 15 mD e 1800 mD, respectivamente. Para ambos os tipos de poços, a recuperação mostrou-se pouco sensível ao valor da permeabilidade, sendo observada uma variação na produção acumulada de gás de no máximo 100 milhões m3 std. Como o investimento de um poço horizontal é superior ao de um vertical e como no caso estudado, o poço horizontal drenou apenas um reservatório, optou-se por não perfurar nenhum poço horizontal no bloco Alto do campo.

A partir da interpretação geológica, foi estudada a possibilidade de perfuração de um poço horizontal a partir do poço NA-22 (localizado no bloco Baixo na Figura 3), de modo a aproveitar parte deste poço, uma vez que o bloco Baixo possui poucos locais com boas características permo-porosas. Esta opção também seria interessante do ponto de vista econômico, pois representaria uma maneira de reduzir o investimento do poço horizontal. Diversas trajetórias e comprimentos do trecho horizontal foram analisados, porém nenhuma das alternativas apresentou aumento significativo de produção.

Os resultados desta etapa mostraram que seria viável a adição de poços apenas no bloco Alto do campo, sendo estes verticais, a fim de verificar a possibilidade de atingir a meta de produção 3 milhões de m³ std/d de gás em um período de 20 anos.

Aumento de Produção com a Perfuração de Novos Poços

Visando aumentar o tempo de produção à vazão constante e a recuperação final de gás, foi estudada a possibilidade de perfurar poços verticais adicionais. Para avaliar o ganho potencial de produção efetuou-se a adição gradativa de 2 poços ao modelo base até que o número total de poços adicionais fosse igual a 8. A Figura 6 ilustra os poços adicionados à estratégia do modelo base.

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Vazão - ConstanteVazão - PotencialProd. Acum - PotencialProd. Acum - Constante

Figura 5. Potencial de produção de gás para o período de 20 anos.

Figura 6 – Localização dos 8 poços adicionais no modelo base.


A configuração com 8 poços adicionais apresentou um aumento na produção acumulada de gás da ordem de 1 bilhão de m³ std. Em contrapartida, a perfuração de apenas 2 poços resultou num ganho de 500 milhões de m³ std (Figura 7). Uma análise econômica poderia levar a conclusão da inviabilidade de perfuração de um número elevado de poços.

O comportamento da produção do modelo base e do modelo com perfuração de dois poços adicionais para as vazões de 2,75, 2,5 e 2 milhões de m³ std/d de gás foi analisado a fim de determinar dentre estas vazões qual seria a mais provável para negociação de um contrato de venda. Como resultado, foi observado que o campo atenderia a um contrato de venda de 20 anos apenas para uma vazão constante de 2,0 milhões de m ³std/d de gás (Figura 8).

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Caso BaseCaso Base + 2 PoçosCaso Base + 4 PoçosCaso Base + 6 PoçosCaso Base + 8 Poços

Modelo Base

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Figura 7. Produção acumulada de gás nas hipóteses de novas perfurações.

Figura 8. Produção do modelo base para as metas de 2,0, 2,5 e 2,75 milhões m³/std d de gás.

Análise Econômica

A análise econômica, em termos do Valor Presente Líquido (VPL), foi realizada para o modelo base e modelo com 2 poços adicionais para as metas produção de gás entre 2 e 3 milhões de m³ std/d.

A Tabela 2 mostra o tempo em que foi possível manter a meta de produção estabelecida, bem como o VPL do projeto. A perfuração de 2 poços adicionais impactou de modo significativo no VPL. Para a meta de 3 milhões m³ std/d de gás, perfurações adicionais reduziram em 32% o VPL e o projeto mostrou-se ainda bastante lucrativo, sendo possível manter o patamar de produção por mais 1 ano com os poços adicionais. A única opção que atenderia a um contrato de 20 anos seria a produção de 2 milhões m³ std/d, porém com um VPL muito abaixo dos demais. Outra opção que poderia ser estudada para o modelo sem perfurações adicionais, seria verificar a possibilidade de prolongar a curva de 2,5 milhões m³ std/d por mais 2 anos através da redução da pressão mínima na cabeça dos poços.

Tabela 2: Resultados para diferentes metas de produção de gás.

Tempo de Vazão Constante (ano)

VPL milhões US$) Vazão de Gás

(milhões m3 std/d) Modelo Base

Modelo Base + 2 Poços

Modelo Base

Modelo Base + 2 Poços

3.00 14 15 114,22 77,45 2.75 16 17 133,44 98,53 2.50 18 17 107,25 61,38 2.00 20 ----- 6,41 -----


Uma análise de sensibilidade ao preço de venda do gás foi realizada, sendo que o aumento do preço de venda de 6,00 para US$ 7,00/milhões Btu fez com que o VPL aumentasse para US$ 102,47 milhões, para alternativa de 2 milhões m³ std/d de gás.

Efeito de Incertezas Geológicas na Produção de Gás

Para análise do impacto de algumas propriedades geológicas sobre a produção de gás, foram gerados três mapas de permeabilidades e três mapas de porosidade. O intervalo de permeabilidade foi de 0 a 30 mD para o mapa pessimista, 0 a 300 mD para o provável e 0 a 3000 mD para o mapa otimista. O intervalo de porosidade foi de 0 a 0,22 para o mapa pessimista, 0,12 a 0,23 para o provável e 0 a 0,34 para o mapa otimista.

A produção de gás para os mapas otimista e provável de permeabilidade apresentou variações no final do tempo de vazão constante (Figura 9). Estas variações não foram tão discrepantes quanto à variação observada para o mapa pessimista, onde ocorreu um declínio acentuado desde os primeiros anos de produção, mostrando que apesar da alta mobilidade do gás, baixas permeabilidades influenciaram consideravelmente na recuperação. Embora a quantidade de fluido condensada tenha sido pequena, a condensação também contribuiu para a redução da recuperação de gás a baixas permeabilidades.

A produção de gás em função da variação de porosidade é ilustrada na Figura 10. Houve uma variação significativa na recuperação de gás, evidenciando a redução nos volumes originalmente in situ para a porosidade pessimista.

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PermeabilidadeProvávelPermeabilidadeOtimistaPermeabilidadePessimista

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Tempo (dias)

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milh

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PorosidadeProvávelPorosidadeOtimistaPorosidadePessimista

Figura 9. Produção de gás para diferentes mapas de permeabilidade horizontal.

Figura 10. Produção de gás para diferentes mapas de porosidade.

Fração Molar dos Componentes

A evolução das frações molares dos componentes do fluido foi analisada no caso em que a vazão de produção de gás foi mantida em 3 milhões de m³ std/d. Esta análise é importante no processo de decisão sobre o investimento em equipamentos para retirada das frações líquidas, podendo resultar numa melhoria da economicidade do projeto.

Na fase líquida, Figura 11 (a), o pseudo-componente que apresentou maior variação foi aquele que englobou dos hidrocarbonetos de C5 ao C10, porém, o mais importante foi a pequena variação da fração molar dos componentes C3 e C4, que geram o GLP, indicando que poderia ser realizado algum investimento para sua extração da fase líquida. Na fase gasosa, Figura 11 (b), as frações molares sofreram pouca alteração no decorrer da depleção do campo e como conseqüência, o poder calorífico superior do gás não sofreu reduções significativas, mantendo a economicidade do projeto.


Fase Líquida

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2005 2010 2015 2020 2025 2030

Tempo (anos)

Fra

ção

Mol

arC3 - NC4

C5 - C10

C11 - C15

C16+

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Tempo (anos)

Fra

ção

Mol

ar

CO2 - N2

C1

C2

(b)

Figura 11. Fração molar dos componentes: (a) fase líquida e (b) fase vapor.

Conclusões

A discretização realizada, tanto do modelo geológico quanto do modelo de fluxo, possibilitou elaborar um modelo de simulação de fluxo estável e com tempo de simulação aceitável para estudos com simulador composicional, permitindo a realização de diversas análises.

Para a interpretação geológica adotada, foram estudadas diversas possibilidades de perfuração de poços verticais e horizontais para uma futura explotação de um campo de gás natural. Como as recuperações obtidas com poços horizontais e verticais mostraram muito próximas entre si, no plano de desenvolvimento foi considerado apenas poços verticais, os quais a possibilitariam a explotação simultânea dos três reservatórios definidos. Optou-se também por não perfurar no bloco Baixo do campo, onde a produtividade mostrou-se muito baixa.

Em geral, a disponibilidade de dados são poucas em reservatórios saturados com gás natural, pois ao se descobrir uma acumulação é necessária uma estimativa dos volumes in situ para analisar a viabilidade da obtenção de maior quantidade de dados para então elaborar um plano de explotação, que deve englobar as áreas de E&P, processamento e transporte. Este estudo mostrou que com poucos dados foi possível desenvolver as diversas fases para a elaboração de um plano de explotação através da utilização de vários programas comerciais disponíveis, levando em consideração os pontos cruciais como uma boa caracterização do fluido para diversas análises e decisões e também a elaboração de um modelo geológico simplificado, porém coerente, o qual sofrerá modificações no decorrer do desenvolvimento.

Referências Bibliográficas

AZIZ, K.; SETTARI, A. Petroleum Reservoir Simulation. London: Applied Science Publishers, 1983. 476p.

BRADLEY, H. B. Gas-Condensate Reservoirs. In:________. Petroleum Engineering Handbook. 3 ed. Richardson: Society of Petroleum Engineers, 1992, Cap. 39.

DENG, L.; NIE, K.; WANG, F. Studies on production of diesel from heavy oils. Chinese Journal of Chemical Engineering, v. 13, p.529-534. 2005.

MILLER, M. A. Gas Reservoirs. In:________. Petroleum Engineering Handbook. Richardson: Society of Petroleum Engineers, 2007. Cap.10.

PENG, D.Y.; ROBINSON, A. New Two-Constant Equation of State. In:______Industrial and Engeneering Chemistry Fundamentals, v. 15, p. 59-64. 1976.

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