Ocean Framework, C#, .NET, Python, IPC via sockets, Eclipse
A otimização da produção de petróleo nos campos do pré-sal brasileiro envolve um problema multidimensional: definir, ao longo do tempo, os controles de poços produtores e injetores (vazões, pressões, status, mistura de fluidos) que maximizem o valor presente líquido (NPV) do campo, respeitando simultaneamente os limites físicos do reservatório e as restrições operacionais de curto prazo impostas pelas plataformas, como capacidade de processamento, separação e injeção. Em reservatórios complexos como os carbonatos do pré-sal, esse problema é especialmente desafiador, pois envolve grande número de poços, longos horizontes de simulação e múltiplas estratégias de injeção, incluindo WAG (Water Alternating Gas).
No âmbito do projeto de P&D RESSIM-STORMS, conduzido pela UnB em parceria com a Repsol Sinopec Brasil e financiado pela ANP, foi desenvolvida uma metodologia de otimização especificamente desenhada para as características do pré-sal, capaz de incorporar restrições de curto prazo ao processo de busca por estratégias ótimas de produção. A metodologia foi implementada em um software, o STORMS, originalmente operado fora do ambiente de modelagem geológica e de reservatórios.
O desafio entregue à DeepSoft foi transformar essa ferramenta em um ativo operacional dentro do fluxo de trabalho da Repsol: conectar o STORMS ao Petrel, plataforma onde os modelos de reservatório, casos de simulação e estratégias de desenvolvimento da operadora efetivamente vivem, sem comprometer a manutenibilidade do software original e sem duplicar suas rotinas de otimização no framework Ocean.
A metodologia de otimização com restrições de curto prazo desenvolvida pela UnB passou a estar disponível como ferramenta computacional integrada ao Petrel, viabilizando seu uso direto pelos engenheiros de reservatórios da Repsol Sinopec Brasil.
A escolha por integrar o STORMS via interpretador Python embarcado, em vez de portar suas rotinas para C#, mantém o software com uma única base de código, facilitando a manutenção contínua e a adição de novos otimizadores sem retrabalho.
Configuração do projeto, execução, acompanhamento e análise dos resultados ocorrem inteiramente dentro do Petrel, eliminando exportações manuais e preservando a coerência entre os modelos de reservatório e as estratégias otimizadas.
A integração comporta técnicas como WAG (Water Alternating Gas), relevantes para a maximização de fator de recuperação em reservatórios carbonáticos do pré-sal.