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Previous issue date: 2013-08-30 === 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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