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Uso da otimização sequencial aproximada a problemas Uni e multiobjetivos de gerenciamento de reservatóriosPinto, Jefferson Wellano Oliveira 16 May 2014 (has links)
Submitted by Israel Vieira Neto (israel.vieiraneto@ufpe.br) on 2015-03-05T17:13:46Z
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Previous issue date: 2014-05-16 / Na área da engenharia de reservatórios de petróleo, um dos grandes desafios
enfrentados é a busca da melhor solução para a produção de óleo. Uma ferramenta
disponível para previsão da produção e que fornece informações para o controle da
mesma é a simulação computacional de reservatórios. Com base nessa ferramenta, a
simulação do campo pode ser conduzido de forma automática através de procedimentos
de otimização.
Neste trabalho será abordada a otimização do gerenciamento da injeção de água,
tendo como variáveis as vazões atribuídas a cada poço produtor e injetor sob diferentes
condições operacionais. O valor presente líquido (VPL), a produção acumulada de óleo
e a injeção acumulada de água são as funções objetivo utilizadas.
Tais problemas, por envolverem repetidas simulações numéricas, na maioria das
vezes são computacionalmente onerosos. Visando contornar este custo, modelos
substitutos podem ser utilizados. O presente trabalho propõe apresentar uma ferramenta
para a otimização de problemas de gerenciamento de reservatório uni e multiobjetivos
utilizando um acoplamento das técnicas Soma Ponderada (Weighted Sum (WS)) e
Intersecção Contorno-Normal (Normal Boundary Intersection (NBI)) à estratégia de
otimização sequencial aproximada (Sequential Aproximation Optimization (SAO)),
baseada em modelos substitutos.
A técnica aqui utilizada para a construção de tais modelos é a baseada em ajuste
de dados, utilizando a técnica de amostragem do hipercubo latino (Latin Hypercube
Sampling (LHS)). Para tal, dois procedimentos são investigados, krigagem e funções de
base radial (Radial Basis Function (RBF)).
O ambiente computacional utilizado para o desenvolvimento da ferramenta
proposta é o MATLAB. As simulações do reservatório são feitas com um simulador
comercial black-oil, o IMEX.
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Otimização da conversão de poços em reservatórios de petróleoREZENDE, Cláudia Sampaio 25 November 2016 (has links)
Submitted by Fabio Sobreira Campos da Costa (fabio.sobreira@ufpe.br) on 2017-11-28T13:48:21Z
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OTIMIZAÇÃO DA CONVERSÃO DE POÇOS EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO - CLAUDIA S REZENDE.pdf: 2770891 bytes, checksum: d8c795b254cbb51f092df4a118b05d47 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-11-28T13:48:21Z (GMT). No. of bitstreams: 2
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Previous issue date: 2016-11-25 / CAPES / A Engenharia de Reservatórios cotidianamente apresenta atividades envolvidas
com problemas de otimização em diversos contextos. Na grande maioria desses
problemas se busca a melhor solução para o gerenciamento da produção de óleo. Uma
ferramenta valiosa que fornece um suporte para as decisões de projetos de
desenvolvimento da produção de petróleo é a simulação computacional de reservatórios,
que aqui será conduzida em conjunto com procedimentos de otimização tornando o
processo da obtenção do projeto ótimo o mais automático possível.
Neste trabalho é abordado o processo do gerenciamento da injeção de água,
visando o reaproveitamento de poços produtores quando estes são diagnosticados como
fechados, durante o processo de otimização da produção do reservatório. As variáveis
de projeto são as vazões atribuídas a cada poço produtor e injetor, sob diferentes
condições operacionais. O valor presente líquido (VPL) é a função objetivo utilizada.
Por tal processo de reaproveitamento necessitar de repetidas simulações
numéricas nas otimizações envolvidas, isso se torna computacionalmente um processo
oneroso. Portanto, para este caso modelos substitutos podem ser utilizados. O presente
trabalho utiliza a estratégia de Otimização Sequencial Aproximada (Sequential
Aproximation Optimization (SAO)), baseada em modelos substitutos.
Para construir os modelos substitutos, utiliza-se uma técnica de ajuste de dados,
baseada nas Funções de Base Radial (Radial Basis Function (RBF)). O procedimento
do hipercubo latino (Latin Hypercube Sampling (LHS)) é o considerado para a geração
da amostra.
O ambiente computacional utilizado para o desenvolvimento da ferramenta
proposta é o MATLAB. As simulações do reservatório são feitas com um simulador
comercial black-oil, o IMEX.
O processo de reaproveitamento de poços é aqui estudado em dois reservatórios
distintos, o Brush Canyon Outcrop e o UNISIM-I-Mod.
O presente trabalho compara soluções obtidas por processos de otimização sem
reaproveitar poços produtores fechados e com reaproveitamento dos devidos poços em
diferentes estratégias de produção.
Na maioria dos casos estudados, com a conversão dos poços produtores em
poços injetores, foi possível obter um ganho significativo no VPL (Valor Presente
Líquido). / The Reservoir Engineering presents daily activities involved with optimization
problems in different contexts. The great majority of these problems looks for the best
solution for oil production management. A valuable tool that provides a support to the
decisions of oil production projects is a computational reservoir simulator. Here, this
will be conducted together with optimization procedures making the process of
obtaining the optimal design as automatic as possible.
This work will address the process of water injection management, with the aim
to reuse producers when they are diagnosed to be closed during the reservoir production
optimization process. The design variables are the flow rates assigned to each
production and injector well in different operating conditions. The net present value
(NPV) is the objective function.
The reuse process requires repeated numerical simulations in the optimizations
involved, as a consequence, it becomes a computationally costly process. Therefore, in
this case surrogate models can be used. This work uses a strategy of Sequential
Approximate Optimization (SAO), based on surrogate models.
To construct the substitute models, a datafitting scheme based on Radial Basis
Function (RBF) is employed. The procedure of Latin Hypercube Sampling (LHS) is
considered to generate the sample.
The computing environment used to develop the proposed tool is MATLAB.
The reservoir simulation is done by a commercial black-oil simulator, IMEX.
The reuse wells process is applied here for two different reservoirs, the Brush
Canyon Outcrop and UNISIM-I-Mod.
This work compares the solutions obtained by optimization processes without
and with reuse of production wells in different production strategies. In most of cases,
the conversion of producing wells to injection wells, was obtained with a significant
gain in the NPV (Net Present Value).
KEYWORDS: Reservoir Simulation, Sequential Approximate Optimization,
Surrogate Models, Reuse of Producer Wells.
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