Ajuste de Histórico e Gerenciamento Ótimo de Reservatórios de Petróleo: Estudo de Um Caso Real
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Data de Publicação: | 2013 |
Tipo de documento: | Dissertação |
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Título da fonte: | Repositório Institucional da UFPE |
Texto Completo: | https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/11670 |
Resumo: | 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. |
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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.porUniversidade Federal de PernambucoAttribution-NonCommercial-NoDerivs 3.0 Brazilhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/3.0/br/info:eu-repo/semantics/openAccessPetróleoSimulaçãoAjuste de HistóricoOtimizaçãoAjuste de Histórico e Gerenciamento Ótimo de Reservatórios de Petróleo: Estudo de Um Caso Realinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisreponame:Repositório Institucional da UFPEinstname:Universidade Federal de Pernambuco (UFPE)instacron:UFPETHUMBNAILDISSERTAÇÃO Luis Gustavo Amaral Wanderley.pdf.jpgDISSERTAÇÃO Luis Gustavo Amaral Wanderley.pdf.jpgGenerated Thumbnailimage/jpeg1257https://repositorio.ufpe.br/bitstream/123456789/11670/5/DISSERTA%c3%87%c3%83O%20Luis%20Gustavo%20Amaral%20Wanderley.pdf.jpgc3accffd7aa37808ff04e875288262adMD55ORIGINALDISSERTAÇÃO Luis Gustavo Amaral Wanderley.pdfDISSERTAÇÃO Luis Gustavo Amaral Wanderley.pdfapplication/pdf8496793https://repositorio.ufpe.br/bitstream/123456789/11670/1/DISSERTA%c3%87%c3%83O%20Luis%20Gustavo%20Amaral%20Wanderley.pdf00a7f8eabf7af5e9c8d0641aafcdd221MD51CC-LICENSElicense_rdflicense_rdfapplication/rdf+xml; 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