Thesis (Ph. D.)--University of Texas at Austin, 1998. / Vita. Includes bibliographical references (leaves 216-221). Available also in a digital version from Dissertation Abstracts.

Thesis (M.S.)--West Virginia University, 2000. / Title from document title page. Document formatted into pages; contains ix, 176 p. : ill. (some col.). Includes abstract. Includes bibliographical references (p. 64-65).

Thesis (M.S.)--West Virginia University, 2005. / Title from document title page. Document formatted into pages; contains xii, 82 p. : ill. (some col.), maps (some col.). Includes abstract. Includes bibliographical references (p. 80-82).

Thesis (MTech (Chemical Engineering))--Cape Peninsula University of Technology, 2016. / Due to the rising cost involve with bringing new fields on stream, of producing residual crude from matured fields, and the significant enhancement in oil recovery provided when compared to conventional water-flooding, increasing attention is being given to chemical flooding technologies. This is particular of interest in mature fields that had previously undergone water flooding. These methods entail injecting chemicals such as surfactant, alkali, and polymer often in mixture into reservoirs to improve oil recovery. In this study a sulfonated surfactant was produced from cheap waste vegetable oils and its performance was assessed in terms of thermal stability at reservoir conditions, adsorption on different reservoir materials, gas chromatography characterization and a limited interfacial tension measurement to evaluate its ability to improve the recovery of crude oil. Waste vegetable oils have great potential as a sustainable and low cost feedstock as well as its low toxicity.

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T18:22:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Machado_AndreFrancisco_M.pdf: 5201739 bytes, checksum: 085087757151932cbfb475a71ef60dab (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: A técnica de ajuste de histórico consiste em modificar o modelo de simulação de modo que este reproduza o histórico de produções e pressões observadas. No entanto, a aplicação dessa técnica nos primeiros anos de produção de um campo fica bastante limitada, principalmente, devido à reduzida quantidade de informações disponíveis. Atualmente, a ferramenta que tem ajudado a minimizar o problema da escassez de informações é a sísmica 4D. Alguns trabalhos recentes têm contribuído para o desenvolvimento de metodologias que integrem informações sísmicas ao processo de ajuste de maneira quantitativa, resultando em modelos ajustados mais confiáveis. O objetivo principal deste trabalho foi continuar com os estudos realizados por Risso (2007) e Ida (2009) no sentido de avaliar a utilização dos mapas provenientes da sísmica 4D no processo de ajuste de histórico de produção. O foco desta pesquisa consiste na aplicação dos mapas de saturação e pressão de forma simultânea no processo de ajuste durante a fase de parametrização do problema para melhor diagnosticar e determinar as heterogeneidades do reservatório. Foi também avaliada a influência da informação do mapa de pressão na fase de otimização como um parâmetro de ajuste no sentido de melhorar a precisão da função-objetivo. Foram estudados dois modelos durante a pesquisa, um para a validação da metodologia e outro para a aplicação da mesma. A validação da metodologia proposta foi realizada num modelo bidimensional five-spot com duas barreiras geológicas e um canal de alta permeabilidade e a aplicação foi realizada num modelo modificado do Campo de Namorado. Nos dois casos, foram constatados ganhos de qualidade no ajuste de histórico proporcionado pela incorporação quantitativa dos mapas de saturação e de pressão / Abstract: The history matching technique consists in modify the simulation model so that it reproduces the historical production and pressure observed. However, applying this technique in the early years of production of a field is rather limited, mainly due limited amount of information available. Currently, the tool that has helped minimize the problem of scarcity of information is seismic 4D. Some works, such as Risso (2007) and Ida (2009), have contributed to the development of methodologies that integrate seismic data to the history matching process in a quantitative way, promoting adjusted models more reliable. The focus of this research was application of pressure map in the history matching process during the parameterization of the problem in order to supplement the information of saturation map to better determine the heterogeneity of the reservoir. In the background was evaluated the influence of pressure map information during optimization as a parameter in order to improve the accuracy of the objective function. The validation of methodology proposed was done in a simple synthetic model and the application was done in the Namorado Field, modified with one geological fault and one channel with high permeability / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis José Schiozer, Célio Maschio / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T04:44:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Correia_ManuelGomes_D.pdf: 14518557 bytes, checksum: 6bd7fa813367e116cd714b895308f6fb (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: A construção de modelos robustos que considerem heterogeneidades características de reservatórios carbonáticos, tais como fraturas e vugs, continua sendo um desafio geologia e engenharia de petróleo. O objetivo deste trabalho é desenvolver e aplicar uma metodologia que vise a representação da geologia de reservatórios carbonáticos na simulação de reservatórios, através da integração das etapas de caracterização, transferência de escala e simulação de escoamento. A metodologia segue cinco etapas: (1) divisão do reservatório em unidades características de fluxo (UCF); (2) modelagem geoestatística típica de cada UCF; (3) transferência de escala para cada UCF; (4) modelagem numérica para cada UCF e (5) integração das UCF num modelo único de simulação de reservatórios. A metodologia é aplicada a três UCF considerando fraturas difusas, subsísmicas e vugs isolados. A metodologia apresenta várias vantagens: controle sequencial sobre as propriedades estáticas e pseudo-funções ao longo da transferência de escala; calibração do fluxo realizada sequencialmente de acordo com a escala de heterogeneidades; suporte para a escolha do modelo adequado de simulação numérica; redução do tempo da simulação de escoamento e do tempo relativo ao desenvolvimento de reservatórios carbonáticos dado que a metodologia pode ser aplicada em processos de análise de incerteza; e aperfeiçoamento na integração de heterogeneidades multiescalares na simulação de reservatórios. Para uma representação adequada reservatórios carbonáticos na simulação de fluxo, os seguintes passos são essenciais: os procedimentos de transferência de escala devem ser diferenciados por UCF e respectiva escala das heterogeneidades presentes; a definição de uma solução de referência é importante para a previsão da escolha do modelo de simulação numérica; a aplicação de pseudo-funções é normalmente necessária para efeito de ajuste de escoamento em reservatórios carbonáticos, dada a presença dos efeitos de embebição e forças gravitacionais que não podem ser transferidos pelas técnicas comuns de transferência de escala aplicadas em propriedades estáticas. Este trabalho apresenta uma metodologia e análise que pode ser útil em áreas multidisciplinares de pesquisa dado que integra a modelagem geoestatística de reservatórios carbonáticos com a simulação de reservatórios / Abstract: The construction of robust reservoir models considering geological carbonate heterogeneities, such as fractures and vugs, remains a challenge. The purpose of this work is to perform and apply a methodology aiming a suitable representation of carbonate reservoir geology in reservoir simulation through the integration of characterization, upscaling and flow simulation steps. The methodology follows five elementary steps: (1) division of reservoir into characteristic flow units (UCF); (2) geostatistical modeling for each UCF; (3) upscaling procedure for each UCF; (4) flow simulation modeling for each UCF and (5) integration of all UCF into a single reservoir for flow simulation. The methodology is applied to three UCF considering diffuse fractures, sub-seismic fractures and isolated vugs. The methodology has shown several advantages: sequential control over static properties and pseudo-functions integrated with upscaling procedure; flow match accomplished sequentially by heterogeneity scale, over the upscaling; simplification in definition of the accurate simulation flow model; reduce time consumption in flow simulation and project development as the methodology can be implemented for uncertainty workflows; and improvement of the integration of multiscale heterogeneities in reservoir simulation. For a proper representation of a carbonate reservoir in flow simulation, important steps should be followed: upscaling procedure must be done differently by UCF and consequently by type of heterogeneity scale; flow progress and reservoir pressure drop analysis of a reference solution is helpful to define the flow model selection; pseudo-functions are normally necessary to match procedures in fractured carbonate reservoirs because of dynamic phenomena (imbibition, gravitational forces etc.) that cannot be upscaled by the common averages used for static properties. This work presents a methodology and an analysis that can be useful for multidisciplinary areas of expertise since it integrates geostatistical modeling of carbonate reservoir heterogeneities with reservoir simulation / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis José Schiozer, Célio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-18T20:59:19Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Vasconcelos_DavidDennysonSousa_M.pdf: 1907776 bytes, checksum: f7eeb89b73385df9b024d60d9968b96e (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: As incertezas geológicas influenciam diretamente a previsão de comportamento de reservatórios de petróleo, podendo, muitas vezes, tornar mais complexo o uso de ferramentas como simuladores de fluxo. A integração de técnicas de redução de incertezas e ajuste de histórico ganha um importante destaque neste processo, principalmente devido às limitações apresentadas pelas técnicas tradicionais de ajuste de histórico, sobretudo em campos com poucos dados de produção e maiores incertezas. O objetivo principal desse trabalho é obter um ajuste de histórico probabilístico a partir da redução das incertezas do modelo de reservatório. A proposta desse estudo é apresentar contribuições a uma metodologia existente, com o objetivo de possibilitar o tratamento de um elevado número de atributos incertos e aumentar a eficiência do processo. O método consiste em um procedimento dinâmico de calibração de propriedades do reservatório, utilizando dados observados e técnicas de amostragem. Os atributos considerados, discretizados em níveis de incertezas (com uma probabilidade associada), são submetidos a um processo de amostragem, com o método de Hipercubo Latino e, posteriormente combinados estatisticamente. Cada combinação entre níveis dos diferentes atributos resulta em um modelo de simulação e, após realizadas as simulações, novas probabilidades são estimadas, para cada nível, a partir de um procedimento que utiliza a diferença entre os dados observados e simulados, relativos a cada modelo. A qualidade do ajuste obtido pode ser avaliada a partir das curvas de incertezas, compostas por modelos representativos das probabilidades iniciais e finais de cada atributo e através dos indicadores propostos nesse trabalho, como variabilidade das probabilidades e afastamentos por poço. Os resultados obtidos indicam um método capaz de fornecer resultados confiáveis no processo de mitigação de incertezas, quando há dados de histórico disponíveis. O aumento na qualidade dos resultados com esse método, para as situações onde os atributos possuem mais níveis discretos que o convencional (normalmente são 3 níveis), depende do esforço computacional (em termos do número de simulações). Contudo, não há um aumento expressivo do número de simulações, como ocorre na técnica de árvore de derivação usada em trabalhos anteriores / Abstract: The geological uncertainties influence directly the prediction of reservoir behavior, making more complex the use of tools such as flow simulators. The integration between mitigation uncertainties techniques and history matching gains an important emphasis in this process, mainly due to the limitations presented by history matching traditional techniques, especially in areas with little observed data and greater uncertainties. The main objective of this work is to set a probabilistic history matching from the mitigation of reservoir uncertainty. The purpose of this study is to provide input to an existing methodology, in order to allow treatment of a large number of uncertain attributes and increase process efficiency. The method involves a dynamic procedure of global and local calibration of the geological model, using observed data and sampling techniques. The considered attributes, discretized into uncertainty levels (with an associated probability), are undergoing a sampling process, with Latin Hypercube method and then statistically combined. Each combination among levels of different attributes results in a complete simulation model, and after the simulations are performed, new probabilities are estimated for each level, from a procedure that uses the difference between observed and simulated data for each model. The quality of the history matching process can be evaluated from the uncertainty curves, composed of representative models of initial and final probabilities of each attribute, and using the indicators proposed in this work, as probabilities variability and the difference between observed and simulated data by well. The results obtained with this methodology indicate a tool capable of providing reliable results in the uncertainty mitigation process, when there is observed data available. The increase in quality of results with this method, for situations where the attributes has a number of discrete levels higher than the conventional technique (3 levels) depends on the computational effort (in terms of simulations number), but without the significant increase in the simulations number, as in the derivation tree technique used in previous works / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis José Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica / Made available in DSpace on 2018-08-19T21:21:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Silva_LucianadosSantos_M.pdf: 12675920 bytes, checksum: 63532a17aa12aa538936a8b7e2f0b435 (MD5) Previous issue date: 2011 / Resumo: A grande quantidade de incertezas presente na modelagem de reservatórios gera riscos na previsão de comportamento de um campo de petróleo. Assim, torna-se imprescindível o ajuste de histórico, que é a calibração do modelo de simulação do reservatório com os dados dinâmicos observados, aproximando o modelo da realidade e gerando previsões mais confiáveis. Diversas metodologias surgiram para integrar a análise de incertezas com o ajuste de histórico, mas devido à complexidade do processo, algumas delas só se aplicam a casos simples. A proposta deste trabalho é aplicar os métodos desenvolvidos por Moura Filho (2006), Becerra (2007) e Maschio et al. (2010) em um caso complexo sintético, similar a um modelo real de um reservatório de petróleo e avaliá-los para propor melhorias na metodologia. A técnica consiste em utilizar as diferenças entre os dados de produção observados e os simulados para reduzir as incertezas do reservatório, calculando as probabilidades dos níveis dos parâmetros incertos. Para isso, os atributos incertos são discretizados em três níveis e é feita uma análise de sensibilidade para escolher os atributos críticos, os quais são combinados através da árvore de derivação para gerar os diferentes modelos de simulação. Com os dados históricos (medidos) e simulados destes modelos, é feita a redistribuição das probabilidades dos níveis utilizando e comparando dois métodos: o de Moura Filho e Becerra (Método 1) e o de Maschio et al. (Método 2). Os resultados deles não mostraram boa eficiência na redução das incertezas para o caso estudado, pois as curvas continuaram muito espalhadas com relação ao histórico. Sendo assim, foram criados o Método 3, utilizando as melhores práticas da formulação dos dois estudados com o objetivo de tornar a metodologia mais robusta para uso em casos reais, e o Método 4, que é uma reaplicação do Método 3 após a redefinição dos valores dos níveis dos atributos. Uma comparação dos resultados dos quatro métodos mostra a evolução da redução das incertezas. Além disso, consegue-se diminuir a dispersão dos modelos representativos, centralizando-os com relação ao histórico de produção, o que permite uma melhor previsão de produção e maior confiabilidade na análise de risco de projetos futuros / Abstract: The large amount of uncertainties in reservoir modeling increases petroleum production forecast risks. Therefore, the history matching, which refines the simulation model to closely reproduce production data, is a vital procedure once it approximates numerical models to reality providing reliable predictions. Many methodologies were developed to integrate uncertainty analysis and history matching in order to mitigate the reservoir uncertainties by using the observed data, but due to the process complexity, some of them are applicable only in simple cases. In this context, the present work aims to evaluate the application of existing methods, developed by Moura Filho (2006), Becerra (2007) and Maschio et al. (2010), in a synthetic complex model (i.e. similar to a real field) and propose new methods with some improvements to be applied in real cases of the petroleum industry. The main characteristic of these methods is the use of differences between observed and simulated data to recalculate the probabilities distribution of uncertain parameters with the purpose of reducing reservoir uncertainties. To apply the methods, the uncertainty attributes are discretized in three levels and a sensibility analysis is done to select the critical attributes, which are combined by a derivative tree generating different simulation models. With history and simulated data of these models, the redistribution of occurrence probabilities is made with different formulas: Moura Filho e Becerra (Method 1) and Maschio et al. (Method 2). These two methods are compared and their results don't show good efficiency in uncertainty reduction of the studied case, because the final curves remain widely scattered around history data. Then, two methods are proposed, Method 3, which combines the best practices of the two reviewed ones, making it robust to be used in real cases with a great number of wells and production functions to be adjusted such as water production and pressure. The second proposed one, Method 4, is a reapplication of the third method with a redefinition of attribute values in order to refine the results. A comparison of the results of the four methods shows an evolution in the uncertainty reduction. Besides that, there is a decrease in the dispersion of the representative curves, which are centralized around the history data, providing a better production forecast and greater reliability in risk analysis of future projects / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Der weltweit steigende Energiebedarf stellt die Menschheit vor immer größere Herausforderungen. Im Angesicht des Klimawandels und der begrenzten Verfügbarkeit von fossilen Energieträgern liegt eine besondere Verantwortung bei der Entwicklung von erneuerbaren Energieressourcen. Dabei spielt die Geothermie eine besondere Rolle, da sie zur Deckung der Grundlast geeignet ist. Zu der Bewertung von geothermischen Potentialen leisten die Geowissenschaften einen großen Beitrag. Das geothermische Potential eines Standorts hängt vor allem von der Art und Ausbreitung von Störungszonen ab, da sie wesentlich den Grundwasserfluss kontrollieren. In dieser Arbeit werden verschiedene geowissenschaftliche Methoden miteinander kombiniert, um die Wirksamkeit von Störungszonen zu bewerten. Strukturgeologische Kartierungen und hydrogeologische Felduntersuchungen erklären die Ausbreitung und hydraulische Funktion von Störungszonen im Untersuchungsgebiet. Geohydrochemische Untersuchungen geben Auskunft über Fluid- und Gesteinszusammensetzung und deren Wechselwirkungen. Numerische Simulationen des Gebietes zeigen, dass sowohl Störungszonen als auch Fluideigenschaften wichtig für die Verteilung von Druck und Temperatur im Reservoir sind. Das Untersuchungsgebiet ist das Hochenthalpy-Geothermiefeld Lahendong in Sulawesi (Indonesien). Ein Kraftwerk produziert hier 80 MW Elektrizität. Die ersten Untersuchungen im Gebiet starteten in den 1970er Jahren. Jedoch sind Genese und Verteilung der thermalen Wässer noch nicht komplett verstanden. Das aktuelle konzeptionelle Modell zeigt eine Aufteilung in mehrere Reservoirbereiche. Die verschiedenen Bereiche sind durch horizontal impermeable Störungszonen voneinander getrennt. Den nördlichen Bereich kennzeichnen saure Wässer und den südlichen Teil pH-neutrale Wässer. Auch die Produktivität variiert stark zwischen den beiden Reservoirbereichen. In vertikaler Richtung sind Störungszonen jedoch durchlässig, was dazu führt, dass heiße Quellen entlang von Störungen oder deren Kreuzungspunkten auftreten. Die Reservoirgesteine in Lahendong sind basaltische Andesite, Tuffe und vulkanische Brekkzien. Die Permeabilitätsverteilung der Störungszonen wird durch die Ausbreitung von Rissen kontrolliert. Risse sind vor allem in der Bruchzone der Störung verbreitet, was zu einer hydraulischen Durchlässigkeit parallel zur Störung führt. Die Unterteilung des Reservoirs in Lahendong wird durch diese Rissverteilung bestimmt. Der nördliche saure Teil des Reservoirs ist durch höhere Produktivitätsraten, Gasaustritte an der Oberfläche und stark alterierte und geklüftete Gesteine im Untergrund charakterisiert. Der südliche Abschnitt ist heißer und hat weniger stark alterierte Gesteine. Die beobachteten Reservoireigenschaften wurden von hydrochemischen und hydraulischen Modellierungen bestätigt. Der Grundwasserfluss mit Neubildung und Austritten aus dem Reservoir ist im Gelände und im Modell vor allem durch Störungszonen kontrolliert. Jedoch ist der Grundwasserfluss auch durch den Aggregatzustand des Wassers beeinflusst. Für die Modellierung von 2-Phasen-Ausbreitung müssen die Permeabilitäten angepasst werden, um gleiche Temperatur- und Druckbedingungen zu modellieren. Der Hauptbeitrag dieser Arbeit liegt in der Demonstration, dass eine systematische strukturgeologische Analyse für das Verständnis von Grundwasserfluss in geothermischen Reservoiren unentbehrlich ist. Es wurde bestätigt, dass die Kombination von tektonischen, hydrogeologischen und geohydrochemischen Informationen den wichtigsten Beitrag für das Verständnis von Grundwasserströmungen leistet. Die Grundwasserströmung ist der wichtigste Faktor für die Wahl des richtigen Standortes für Produktion und Injektion in geothermischen Feldern. Eine detaillierte Analyse gewährleistet eine nachhaltige Nutzung des Feldes und verringert Risiken, wie schwach produzierende Bohrungen oder die Produktion von stark korrosiven Wässern. Auf dieser Grundlage kann eine Felderweiterung geplant werden, wie es in Lahendong angedacht ist.

[pt] A atividade de gerenciamento de reservatórios é uma tarefa essencial que visa o desafio da otimização da explotação de reservatórios de petróleo. Como resposta a tal desafio a indústria de óleo e gás vem desenvolvendo novas tecnologias, como a de poços inteligentes. Esses poços tem objetivo de baratear as operações de restaurações mais corriqueiras através do controle de sua tecnologia. Assim, este trabalho trata do desenvolvimento de campos inteligentes e apresenta um sistema de apoio à decisão capaz de otimizar, através de algoritmos evolucionários, o processo de controle da tecnologia de poços inteligentes considerando incertezas de falha e geológica. Além disso, o sistema se propõe a apoiar na tomada de decisão pelo uso ou não de poços inteligentes, dado um reservatório pronto para ser explorado ou para receber investimentos de expansão. O controle da tecnologia de poços inteligentes (IWT - Intelligent Wells Technology) empregado nesse estudo, refere-se à operação de abertura e fechamento dos dispositivos (válvulas) existentes nesses tipos de poços. Através da otimização com algoritmos genéticos se busca uma estratégia de controle pró-ativo, em outras palavras, agir antes do efeito, onde se busca nos tempos iniciais de produção uma configuração de válvulas que seja capaz de: atrasar a chegada da frente de água aos poços produtores, antecipar a produção de óleo ou melhorar a recuperação de óleo do campo; em conseqüência, uma operação que leve à maximização do valor presente líquido (VPL). O emprego de estratégias de controle que visam beneficiar a completação identifica o campo como inteligente. Outros trabalhos abordam o problema de otimização de controle de válvulas em poços inteligentes, porém eles utilizam métodos clássicos de otimização que limitam o número de válvulas ou ainda otimizam estratégias sem considerar os intervalos de tempo desejados para manutenção das válvulas. O modelo evolucionário empregado nesse estudo, baseado em algoritmos genéticos, consegue formular uma estratégia de controle para todas as válvulas presentes em uma determinada configuração de produção, em qualquer intervalo de tempo desejado, atendendo ao critério econômico de maximizar o VPL. Para apoiar a tomada de decisão, pelo uso ou não de poços inteligentes, consideram-se incertezas de falha e geológica. O modelo proposto foi avaliado em três reservatórios petrolíferos, sendo o primeiro um reservatório sintético, e os outros dois reservatórios mais complexos com características mais próximas das reais. Os resultados encontrados indicam que o modelo proposto permite alcançar boas estratégias de controle que levam a um aumento do VPL. A principal contribuição deste trabalho é a concepção e implementação de um sistema baseado em técnicas inteligentes capaz de apoiar no desenvolvimento e gerenciamento de reservatórios petrolíferos inteligentes considerando incertezas. / [en] The reservoir management is an important task that aims at the optimization of oil reservoir exploitation. To support this challenging mission, the oil and gas industry has been developing new technologies such as intelligent wells. The purpose of these wells is to reduce costs of the most common restoring operations by control of their actuators. Thus, this work deals with intelligent fields development and presents a decision support system able to optimize, by using evolutionary algorithms, the intelligent wells technology control process considering geological and technical uncertainties. In addition, the system gives support for the decision of rather to use or not intelligent wells, given a reservoir ready to be explored or to receive expansion investments. The control of Intelligent Wells Technology (IWT), as applied in this study, refers to the opening and closing operations of valves in these types of wells. An optimization based on genetic algorithms is used to produce a pro-active control strategy, that is, one that anticipates the actions to be taken in present time in order to achieve better results in the future. Such a strategy proposes a valve configuration that will be able to: delay the water cut on producer wells, advance the oil production or benefit the oil recuperation. As a result, the obtained configuration leads to a maximization of the NPV (Net Present Value). The usage of control strategies that aim to benefit completion identifies the oil field as intelligent. Other works also deal with valve control optimization problems in intelligent wells. However, they use classical optimization methods; these methods limit the number of valves or optimize strategies without considering time. The evolutionary model, based on genetic algorithm, applied in this study, can formulate a control strategy for all valves in a certain production configuration, for any desired time interval, according to the economical criteria of NPV maximization. In order to support the decision making for the use or not of intelligent wells, technical and geological uncertainties are considered. The proposed model was evaluated in three oil reservoirs. The first one is a synthetic reservoir, simple and not real; the other two are more complex with close to real characteristics. The results obtained indicate that the proposed model allows good control strategies that increase the NPV. The main contribution of this work is the conception and implementation of a system based on intelligent techniques that is able to support the development and management of intelligent oil reservoirs considering uncertainties.