Ajuste de Histórico e Gerenciamento Ótimo de Reservatórios de Petróleo: Estudo de Um Caso Real

• Ano de defesa: 2013
• Autor(a) principal: Gustavo Amaral Wanderley, Luis
• Orientador(a): José do Nascimento Guimarães, Leonardo
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Instituição de defesa: Universidade Federal de Pernambuco
• Palavras-chave em Português: Petróleo; Simulação; Ajuste de Histórico; Otimização
• Link de acesso: https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/11670

A simulação numérica de reservatórios é ferramenta valiosa de suporte à decisão em projetos de desenvolvimento e gerenciamento da produção de petróleo. Depois de elaborados, os modelos de simulação são submetidos ao ajuste de histórico, etapa onde são validadas as propriedades de rocha e fluido que, de acordo com a formulação matemática, descrevem o fluxo no meio poroso. Os modelos ajustados são utilizados para prever o comportamento do reservatório em diferentes condições de operação, na busca de estratégias de explotação que maximizem a produção e a recuperação de petróleo. O ajuste de histórico pode ser tratado como um problema inverso de minimização da discrepância entre os dados observados e os resultados da simulação, cujas incógnitas são os parâmetros descritivos do reservatório. Neste trabalho, o modelo de simulação de um campo com onze poços e um ano e meio de histórico foi ajustado satisfatoriamente, utilizando técnicas de otimização não baseadas em gradientes, do CMOST, e de mínimos quadrados não lineares, do DAKOTA. Em campos submetidos a injeção de água, a otimização dos controles dos poços tem grande potencial de aumentar a recuperação de hidrocarboneto, retardando o avanço da frente de água e propiciando melhor eficiência de varrido. A partir da utilização do método híbrido de otimização do CMOST, e mediante definição dos controles de vazão dos poços e do número de ciclos de controle, foi resolvido um problema de maximização que aumentou em 3,5% o VPL do campo.