Orientador: Denis José SchiozerDissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia MecânicaResumo: O desenvolvimento de campos de petróleo envolve riscos associados a incertezas e aos investimentos com instalação de plataformas, poços e outras facilidades. Para reduzir esses riscos é essencial selecionar adequadamente a estratégia de produção. Esse processo requer a definição de dois grupos principais de variáveis: as de projeto (G1), relacionadas à implantação de todo sistema produtivo antes do campo começar a produzir e as de controle (G2), referentes a forma de operação dos poços. Embora o G2 seja controlado na fase de gerenciamento do campo, essas variáveis podem influenciar o G1 e, por isso, pode ser necessário defini-lo ainda no desenvolvimento. O grande número de variáveis mencionados, faz com que a seleção da estratégia de produção demande elevado esforço computacional, especialmente quando incertezas são consideradas. Uma forma de reduzir o tamanho do problema é separá-lo em partes (otimização hierárquica), onde o G1 e G2 são otimizados separadamente, no entanto, é preciso averiguar se o método hierárquico é passível de ser executado sem prejudicar a qualidade da solução. Neste trabalho, é realizado o controle do G2 sob incertezas para verificar sua relevância durante o desenvolvimento de campos de petróleo em diferentes situações. Na Parte I é investigado se a otimização do G2 afeta a seleção do G1 e se o processo hierárquico pode ser conduzido. Na Parte II, analisa-se a influência do G2 no retorno econômico em dois casos diferentes ao da primeira etapa do projeto, com a finalidade de identificar em quais situações é preciso avaliar minuciosamente o G2. Na Parte IIa, verifica-se o impacto do G2 no retorno econômico quando a plataforma é mais restritiva. Na IIb, além da restrição da plataforma, são considerados preços menor para a venda do óleo e maior para o custo de produção de água. O modelo de simulação UNISIM-I-D é usado como estudo de caso deste trabalho. Cinco procedimentos para gerenciar o G2 são aplicados à Parte I. Na Parte II é executado apenas o procedimento que proporcionou os melhores resultados para o valor monetário esperado (VME) na primeira etapa. O pequeno aumento percentual no VME após o controle do G2 para a Parte I, indica que a seleção do G1 foi adequada em trabalhos anteriores e que o processo hierárquico pode ser realizado em problemas similares. Na Parte IIa, o VME é acrescido em quase 8%, sugerindo que o G2 exerce maior impacto econômico quando a plataforma restringe as vazões de produção e injeção e que é possível mitigar de certa forma as perdas de uma escolha sub ótima do G1. Na Parte IIb, o ganho no VME é ainda maior (34%), indicando a importância de incluir as incertezas econômica, além das geológicas, para se definir a estratégia de produção. Os resultados mostraram que a influência do G2 no retorno econômico depende do caso estudado. Essa conclusão serve como base para decidir, em trabalhos futuros, as situações onde é necessário realizar uma análise mais minuciosa do G2. Por fim, nos três casos estudados, houve incrementos no VME e no VPL de todos os cenários sem gastos adicionas, sugerindo que o G2 deve ser otimizado em algum momento da vida do campoAbstract: The development of oil fields involves risks associated with uncertainties and with platforms, wells and other facilities investments. To reduce these risks is essential to choose a suitable production strategy. In this process is required to define two main groups of variables: the design parameter (G1) related whole field productive system installed before production starts; and well control parameters (G2), which refers to wells operation. Although G2 control occurs during field management, these variables might affect G1, thus, it may be necessaire to define G2 even in the development phase. The large number of variables aforementioned makes the production strategy selection computational costly, especially including uncertainties. One possible attempt to reduce the size of the problem is to break it in parts (hierarchical optimization) where G1 and G2 are optimized separately. This analysis, however, may yield suboptimum results, since do not contemplate all solution. Therefore, it is necessary to verify if hierarchical process can be carried out without affecting the economic return of the project. In this work, we perform a G2 optimization under geological uncertainties to verify its relevance during development phase in different situations. In Part I, we investigate whether G2 optimization changes G1 selection and whether the hierarchical process can be performed. In Part II, we analyze G2 influence on the economic return in two different cases from Part I. The goal is to identify which situations requires a more thorough evaluation of G2. In Part IIa, we verify G2 impacts on economic return for a restricted platform. In IIb, besides the platform restriction, we also consider lower oil sales price and higher water production costs. UNISIM-I-D simulation model is used as study case in this work. Five procedures for G2 management are applied to Part I. In Part II, we only perform the procedure that provided the best expected monetary value (EMV) results in the first step. The EMV low percentage increase after G2 optimization from Part I indicates that G1 was well selected in a previous work and that hierarchical process can be used in similar problems. In Part IIa, the EMV increased by almost 8%, suggesting that G2 have a greater economic return when platform restricts the production and injection for the field and revealing that G2 can somehow mitigate the economic losses from a G1 set considered suboptimum. In Part IIb, the EMV gain is even higher (34%) indicating the importance of considering the economic uncertainties, besides the geological ones, for production strategy selection. The results showed that G2 influences on economic return depends on the case studied. This conclusion may be used as a benchmark to decide, in further explorations, in which situations a more thorough G2 analysis is required. Finally, in all three cases studied, there were EMV and NPV increases for all scenarios at no cost, suggesting that G2 should be optimized at some point during the lifetime of the fieldMestradoReservatórios e GestãoMestre em Ciências e Engenharia de Petróleo130434/2015-9CNP
