O refinamento do método baseado em ensembles para a otimização de produção no problema de injeção de água é apresentado. O problema de determinar os controles da vazão ou BHP de ciclo de controle para poços produtores e injetores que maximizam o Valor Presente Líquido, VPL, sujeito a restrições de poços e a capacidade em todo o campo, é resolvido usando um algoritmo SQP. O gradiente necessário é calculado aproximadamente por um método baseado em ensemble. O VPL do campo é decomposto como a soma dos VPLs de cada poço. A matriz de sensibilidade dos VPLs de poço com relação aos controles de todos os poços é obtida a partir de matrizes de covariância baseadas em conjuntos de controles e de VPLs de poço aos controles. Por razões de eficiência, o tamanho do conjunto deve ser mantido pequeno, o que resulta em erros de amostragem. O gradiente aproximado efetivo é a soma das colunas da matriz de sensibilidade refinada. O uso de conjuntos de pequeno porte introduz correlações espúrias que degradam a qualidade do gradiente. Uma nova técnica de localização não baseada na distância é empregada para mitigar os efeitos deletérios das correlações espúrias para refinar a sensibilidade do VPL dos poços de produção em relação aos controles do injetor. A técnica de localização é baseada na conectividade de cada par de injetores/produtores usando um Modelo de Resistência à Capacitância (CRMP) baseado no Produtor. Fatores de competitividade são desenvolvidos para refinar a sensibilidade do VPL dos poços de produção em relação aos controles do produtor, obtidos por meio de um teste de interferência. Um novo procedimento é proposto para a consideração do limite máximo de corte de água resultando na interrupção do produtor durante o processo de otimização. Também são propostas técnicas de suavização para evitar saltos bruscos excessivos em controles de poço e melhorar a eficiência geral de otimização. Procedimentos e refinamentos propostos são aplicados a três reservatórios realistas retirados da literatura, Brush Canyon Outcrop, TNO Brugge e TNO Olympus, para demonstrar o nível resultante de melhoria da função objetivo e redução da variabilidade das soluções obtidas. As estatísticas da solução de VPL são obtidas para vinte execuções independentes. Usando técnicas de refinamento, suavização e corte de água, obtivemos ganhos superiores em relação aos valores medianos de soluções não refinadas dos exemplos apresentados com variabilidade muito menor.Formação de Recursos Humanos para o Setor Petróleo e Gás em Geociências e Engenharia Civil (PRH 26)The refinement of the ensemble-based method for production optimization in the waterflooding problem is presented. The problem of determining life-cycle rate controls or BHP for both producer and injector wells that maximize the Net Present Value, NPV, subject to well and field-wide capacity constraints is solved using an SQP algorithm. The required gradient is approximately computed by an ensemble-based method. Field NPV is decomposed as the sum of the NPVs of each well. Sensitivity matrix of well NPVs with respect to controls of all wells is obtained from ensemble-based covariance matrices of controls and of well NPVs to controls. For efficiency reasons ensemble size should be kept small which results in sampling errors. The effective approximate gradient is the sum of the columns of the refined sensitivity matrix. Using small-sized ensembles introduces spurious correlations that degrades gradient quality. Novel non-distance-based localization technique is employed to mitigate deleterious effects of spurious correlations and refine sensitivity of NPV of production wells with respect to injector controls. The localization technique is based on the connectivity of each injector/producer pair using a Producer-based Capacitance Resistance Model (CRMP). Competitiveness factors are developed to refine sensitivity of NPV of production wells with respect to producer controls, obtained using an simulated Interference Test. A new procedure is proposed for consideration of maximum water-cut limit resulting in producer shut-in during the optimization process. Smoothing techniques are also proposed to avoid excessive abrupt jumps in well controls and to improve the overall optimization efficiency. Proposed procedures and refinements are applied to three realistic reservoirs taken from the literature, Brush Canyon Outcrop and TNO Brugge and TNO Olympus, to demonstrate the resulting level of objective function improvement and variability reduction of the obtained solutions. NPV solution statistics are obtained for twenty independent runs. Using refinements, smoothing and water cutting techniques, we obtained gains higher that the median values of unrefined solutions of the presented examples with much smaller variability.