Submitted by Diogo Barreiros (diogo.barreiros@ufba.br) on 2017-02-06T16:46:01Z No. of bitstreams: 1 Dissertação_Mestrado_Valdir_Leanderson_Cirqueira_de_Oliveira.pdf: 2785517 bytes, checksum: 427b09b025082a9876910de2a00305d6 (MD5) / Approved for entry into archive by Vanessa Reis (vanessa.jamile@ufba.br) on 2017-02-07T11:08:59Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação_Mestrado_Valdir_Leanderson_Cirqueira_de_Oliveira.pdf: 2785517 bytes, checksum: 427b09b025082a9876910de2a00305d6 (MD5) / Made available in DSpace on 2017-02-07T11:08:59Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação_Mestrado_Valdir_Leanderson_Cirqueira_de_Oliveira.pdf: 2785517 bytes, checksum: 427b09b025082a9876910de2a00305d6 (MD5) / Os sistemas de manufatura são em geral caracterizados por se apresentarem divididos em diversos subsistemas inter-relacionados. Cada um deles tem um papel específico e todos devem cooperar para alcançar as metas pré-estabelecidas. A depender da organização, os sistemas serão mais ou menos hierarquizados ou distribuídos. Os campos de produção de petróleo são exemplos de sistemas de manufatura de natureza distribuída, tendo em seus componentes (poços, estações de coleta, estações de tratamento, etc.), representações modulares com características bastante peculiares. As atividades das equipes de operação no campo de petróleo muitas vezes envolvem situações de alta periculosidade, pois lidam com problemas críticos de diversas naturezas, que ocorrem em locais de difícil acesso e precisam de soluções urgentes, associadas algumas vezes a restrições de mobilidade e comunicação. Este trabalho apresenta o SGCP - Sistema de Gerenciamento de Campos de Petróleo - um sistema de software baseado em agentes computacionais que auxilia na realização de diagnósticos de problemas relacionados à produtividade de cada componente do campo e em análises de desempenho tendo como base a rentabilidade. Os agentes executam tarefas agregando valor aos materiais processados (óleo, gás natural, água produzida) e transferem custos entre si como uma cobrança pelo serviço prestado. No estudo de caso é apresentado como os problemas de produção são identificados através da ação dos agentes que, utilizando técnicas de controle estatístico de processo, monitoram seu ambiente e enviam alertas

Made available in DSpace on 2014-06-12T17:38:19Z (GMT). No. of bitstreams: 2 arquivo3892_1.pdf: 4418824 bytes, checksum: 2615d6af86dc68c334dbfb9f8b2a2b92 (MD5) license.txt: 1748 bytes, checksum: 8a4605be74aa9ea9d79846c1fba20a33 (MD5) Previous issue date: 2009 / Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística / A transferência para uma escala maior ( upscaling ), tem sido um método muito utilizado no tratamento de informações associadas a uma grande quantidade de dados, tornando-se uma opção ainda mais relevante quando o excesso destes dados representa uma dificuldade na sua manipulação, levando à outras conseqüências tais como longo tempo de processamento, sobrecarga do sistema ou até mesmo inviabilização da simulação em alguns casos extremos. Desta forma, a transferência para uma escala maior tem como desafio a busca pela manutenção da representatividade da informação, utilizando uma menor quantidade de dados. A permeabilidade absoluta e a porosidade de campos de petróleo podem representar uma grande quantidade de dados nas simulações e, em casos realistas, com reservatórios altamente heterogêneos, a utilização de modelos com malhas muito refinadas se torna eventualmente inviável ou requer um longo tempo computacional para simulação. Isto motivou o estudo de duas metodologias clássicas de transferência para uma escala maior ( upscaling ) para dados referentes à permeabilidade, através do uso de médias pitagóricas (aritmética, geométrica, harmônica) e do uso do chamado Flow Based e para os dados referentes à porosidade, através do uso de média aritmética volumétrica. Foi desenvolvido um sistema chamado de Transfer , escrito em linguagem C, que atua como um gerenciador do processo de transferência de escala, além de possuir ferramentas para pré-processamento que auxiliam na conversão de dados entre o simulador IMEX e o sistema Transfer , assim como, entre o Transfer e o software ELMER e no pós-processamento, ferramentas para fazer o procedimento inverso. Ainda foram agregadas diversas ferramentas adicionais para auxilio no uso do sistema. Em relação aos aplicativos adotados, no caso específico da metodologia Flow Based , foi utilizado o software de resolução de problemas multifísicos ELMER do Finish IT Center for Sciense (CSC - Finlândia) para o cálculo da permeabilidade equivalente de macro-células utilizando o método dos elementos finitos. Também como forma de acelerar o processamento da metodologia Flow Based , foi desenvolvida uma versão do sistema Transfer para trabalhar de modo distribuído, visando aumentar a velocidade de processamento em relação ao sistema trabalhando em modo seqüencial. Como formas de avaliar as ferramentas desenvolvidas ou utilizadas, foram feitas simulações baseadas no desafio lançado pela Society of Petroleum Engineers (SPE) através do Tenth SPE Comparative Solution Project: A Comparison of Upscaling Techniques - SPE66599 (Christie-2001) que trata de dois modelos, sendo o primeiro um caso simples em duas dimensões com 2.000 células e o segundo um caso tridimensional com 1.122.000 células. Para obtenção de resultados, foi utilizado o simulador comercial de reservatórios IMEX da Computer Modeling Group (CMG), conjuntamente com os aplicativos BUILDER e RESULTS GRAPH que fazem parte do mesmo pacote da empresa. O presente trabalho contribuiu para que fosse criada uma ferramenta para transferência para escala superior ( upscaling ) de dados, utilizando duas metodologias distintas, com aplicação de computação distribuída, podendo ser utilizada em diversos contextos, tais como: simulação de reservatórios de petróleo, estudo de aqüíferos e contaminantes, etc. Também serviu como trabalho inicial de uma nova linha de pesquisa para o grupo de pesquisa PADMEC da UFPE

Com a lei 9478/97, a Lei do Petróleo, a flexibilização do monopólio sobre exploração e produção de petróleo e gás natural concedido pela União à Petrobras, torna-se realidade. Neste sentido, abre-se, através de rodadas de licitação promovidas pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a possibilidade de acesso às atividades de exploração e produção ao capital privado em geral e, também, àquele capital oriundo de pequenas e médias empresas orientadas a esse segmento de atividades. Nesse contexto, várias dessas empresas passam a dedicar-se, mais especificamente, às atividades em campos maduro e áreas com acumulações marginais. Os empreendimentos nestes campos e áreas possuem características técnicas e econômicas que se adéquam a essas empresas de menor porte por necessitarem de investimentos e capacidade técnica distintos daqueles dos empreendimentos em novas fronteiras exploratórias. Este trabalho tem por objetivo apresentar um panorama da atividade econômica de exploração de petróleo e gás natural exercida pelas pequenas e médias empresas que atuam na região compreendida pela Bacia Sedimentar do Recôncavo Baiano, a partir da análise da oferta gerada pelos produtores independentes e pela demanda gerada pela Petrobras e por outros poucos compradores. Nesta dissertação são analisados os principais fatores e agentes que influenciam a relação entre oferta e demanda, a saber: a influência das recentes variações do preço do barril de petróleo; as descobertas na camada pré-sal na Bacia de Santos; as ações do órgão regulador a ANP; a geografia física e humana do Recôncavo Baiano, sua geologia local e fatores ambientais. Por fim, é apresentado, um estudo de viabilidade econômica de um empreendimento de revitalização de um campo maduro de petróleo. Tal estudo visa responder a partir de simulações em um campo real típico, se houve resultado econômico satisfatório para os investidores. Com o conjunto de simulações realizadas é possível ter um olhar crítico sobre o passado constatar como tais empreendimentos são sensíveis ao custo de capital e aos preços de venda do óleo produzido. / With law 947/97, the Crude Oil Law, the monopoly flexibilization over oil and natural gas exploitation and production, granted to Petrobras by the Brazilian Government, has come true. This way, the possibility through public tenders promoted by the National Crude Oil, Natural Gas and Biofuels Agency (ANP) of access to private capital in general, as well as to capital from small, and mid-sized firms in the crude oil, natural gas exploitation and production business, has been opened. In this context, many of those firms started to dedicate themselves, more specifically, to activities in mature oil fields and marginal oil fields. The undertakings in these fields and areas bear technical and economic characteristics that adapt to such small firms, once the latter need different types of investment and technical capacity as compared to undertakings in new exploitation frontiers. This dissertation aims to present a broad view of the crude oil and natural gas business undertaken by small and mid-sized firms in the Sedimentary Bay of Recôncavo Baiano region (Bacia Sedimentar do Recôncavo Baiano), stemming from an analysis of the supply generated by independent producers, and by the demand generated by Petrobras and few other purchasing agents. The main factors and agents that influence the relationship between supply and demand are analyzed, namely: the influence of the recent price variation of the crude oil barrel; the findings of the pre-salt layers in the Santos Bay; the actions of the regulatory agency ANP; the physical and human geography of the Recôncavo Baiano, its local geology and environmental factors. To conclude, by use of simulations in a real typical field put to tender in the First Round of Mature Fields, an economic viability study of a mature oil field revitalization program is shown. With this group of simulations, it is possible to have a critical eye towards the past and conclude how sensitive such undertakings are in face of the capital cost and sales prices of the oil produced.

Com a lei 9478/97, a Lei do Petróleo, a flexibilização do monopólio sobre exploração e produção de petróleo e gás natural concedido pela União à Petrobras, torna-se realidade. Neste sentido, abre-se, através de rodadas de licitação promovidas pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a possibilidade de acesso às atividades de exploração e produção ao capital privado em geral e, também, àquele capital oriundo de pequenas e médias empresas orientadas a esse segmento de atividades. Nesse contexto, várias dessas empresas passam a dedicar-se, mais especificamente, às atividades em campos maduro e áreas com acumulações marginais. Os empreendimentos nestes campos e áreas possuem características técnicas e econômicas que se adéquam a essas empresas de menor porte por necessitarem de investimentos e capacidade técnica distintos daqueles dos empreendimentos em novas fronteiras exploratórias. Este trabalho tem por objetivo apresentar um panorama da atividade econômica de exploração de petróleo e gás natural exercida pelas pequenas e médias empresas que atuam na região compreendida pela Bacia Sedimentar do Recôncavo Baiano, a partir da análise da oferta gerada pelos produtores independentes e pela demanda gerada pela Petrobras e por outros poucos compradores. Nesta dissertação são analisados os principais fatores e agentes que influenciam a relação entre oferta e demanda, a saber: a influência das recentes variações do preço do barril de petróleo; as descobertas na camada pré-sal na Bacia de Santos; as ações do órgão regulador a ANP; a geografia física e humana do Recôncavo Baiano, sua geologia local e fatores ambientais. Por fim, é apresentado, um estudo de viabilidade econômica de um empreendimento de revitalização de um campo maduro de petróleo. Tal estudo visa responder a partir de simulações em um campo real típico, se houve resultado econômico satisfatório para os investidores. Com o conjunto de simulações realizadas é possível ter um olhar crítico sobre o passado constatar como tais empreendimentos são sensíveis ao custo de capital e aos preços de venda do óleo produzido. / With law 947/97, the Crude Oil Law, the monopoly flexibilization over oil and natural gas exploitation and production, granted to Petrobras by the Brazilian Government, has come true. This way, the possibility through public tenders promoted by the National Crude Oil, Natural Gas and Biofuels Agency (ANP) of access to private capital in general, as well as to capital from small, and mid-sized firms in the crude oil, natural gas exploitation and production business, has been opened. In this context, many of those firms started to dedicate themselves, more specifically, to activities in mature oil fields and marginal oil fields. The undertakings in these fields and areas bear technical and economic characteristics that adapt to such small firms, once the latter need different types of investment and technical capacity as compared to undertakings in new exploitation frontiers. This dissertation aims to present a broad view of the crude oil and natural gas business undertaken by small and mid-sized firms in the Sedimentary Bay of Recôncavo Baiano region (Bacia Sedimentar do Recôncavo Baiano), stemming from an analysis of the supply generated by independent producers, and by the demand generated by Petrobras and few other purchasing agents. The main factors and agents that influence the relationship between supply and demand are analyzed, namely: the influence of the recent price variation of the crude oil barrel; the findings of the pre-salt layers in the Santos Bay; the actions of the regulatory agency ANP; the physical and human geography of the Recôncavo Baiano, its local geology and environmental factors. To conclude, by use of simulations in a real typical field put to tender in the First Round of Mature Fields, an economic viability study of a mature oil field revitalization program is shown. With this group of simulations, it is possible to have a critical eye towards the past and conclude how sensitive such undertakings are in face of the capital cost and sales prices of the oil produced.

Submitted by William Michon Jr (wmichon@fgvmail.br) on 2012-03-15T03:39:27Z No. of bitstreams: 1 DissertWMJR-Final - Digital.pdf: 817060 bytes, checksum: 8310a07146684ad851a6561dc3f45074 (MD5) / Approved for entry into archive by Andrea Virginio Machado (andrea.machado@fgv.br) on 2012-03-20T20:12:36Z (GMT) No. of bitstreams: 1 DissertWMJR-Final - Digital.pdf: 817060 bytes, checksum: 8310a07146684ad851a6561dc3f45074 (MD5) / Made available in DSpace on 2012-03-22T14:32:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DissertWMJR-Final - Digital.pdf: 817060 bytes, checksum: 8310a07146684ad851a6561dc3f45074 (MD5) Previous issue date: 2011-09-20 / Neste trabalho abordamos a unitização como uma reinterpretação de cartel, partindo do modelo clássico de Green e Porter. A incerteza geológica é representada por um componente estocástico no custo marginal. Caracterizamos o contrato ótimo e, a partir da estática comparativa, avaliamos a eficiência e a viabilidade da cooperação. O preço e o grau da externalidade afetam positivamente o nível de eficiência do contrato ótimo. Mas enquanto preços elevados viabilizam os acordos, o grau de externalidade elevado pode conduzir a equilíbrios ineficientes ou mesmo inviabilizar a produção. O mesmo resultado ocorre com os custos fixos. Adicionalmente, quanto maior for o número de firmas envolvidas no acordo, menor será a chance de existir um contrato mais eficiente que a regra da captura. / In this paper we address unitization as a reinterpretation of cartel problem following the classical approach of Green and Porter. The marginal cost as a stochastic component representing the geological uncertainty. We characterize the optimal contract and, by comparative statics, we evaluate the efficiency and feasibility of cooperation. The price and degree of externality positively affect the efficiency of the optimal contract. Higher prices facilitate agreements, but higher degrees of externality may lead to inefficient equilibria or even to zero production. The same result applies to fixed costs. Additionally, the greater the number of firms involved in the agreement, the smaller chance of existing a more efficient contract than the rule of capture.

Submitted by Automação e Estatística (sst@bczm.ufrn.br) on 2018-04-11T21:18:24Z No. of bitstreams: 1 MarcusViniciusDantasDeAssuncao_TESE.pdf: 3924049 bytes, checksum: 2bd07814ac26aecc1ce04a7267e5a41d (MD5) / Approved for entry into archive by Arlan Eloi Leite Silva (eloihistoriador@yahoo.com.br) on 2018-04-17T22:59:55Z (GMT) No. of bitstreams: 1 MarcusViniciusDantasDeAssuncao_TESE.pdf: 3924049 bytes, checksum: 2bd07814ac26aecc1ce04a7267e5a41d (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-17T22:59:55Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MarcusViniciusDantasDeAssuncao_TESE.pdf: 3924049 bytes, checksum: 2bd07814ac26aecc1ce04a7267e5a41d (MD5) Previous issue date: 2018-02-26 / A indústria petrolífera possui uma significativa e importante parcela na matriz energética mundial com uma produção estimada de 1/3 da energia global. Com o elevado consumo mundial de petróleo, o gerenciamento dos recursos necessita ser melhor administrado a fim de reduzirem os impactos ambientais associados. Uma das principais preocupações ambientais associadas a exploração e produção dos campos de petróleo está relacionada a geração de água produzida de petróleo. A água produzida de petróleo constitui um desafio de natureza estratégica para as empresas, uma vez que gera a maior parcela dos resíduos da indústria do petróleo. Nessa perspectiva, este trabalho tem como objetivo avaliar o desempenho da sustentabilidade ambiental, a partir da geração de água produzida de petróleo, dos campos onshore das bacias petrolíferas costeiras do Brasil. Os dados foram disponibilizados pela ANP (Agência Nacional de Petróleo) em seu sítio eletrônico perfazendo um total de 156 campos pertencentes às bacias de Alagoas, Camamu, Espírito Santo, Potiguar e Sergipe. Os anos analisados foram 2014, 2015 e 2016. Os resultados foram apresentados em seis etapas: etapa I – apresentação dos resultados das estatísticas descritivas; etapa II – análise das regressões múltiplas; etapa III – aplicação da mediana; etapa IV – Análise da modelagem dinâmica (DDEA); etapa V - apresentação de uma análise gráfica bidimensional do DDEA; e, etapa VI - análise das regressões logísticas. Utilizaram-se dois testes estatísticos para validação das hipóteses: teste T e teste de Wald. Os resultados apresentaram efeito positivo das variáveis poços direcionais, poços verticais e idade, e, tendo essas duas primeiras, papel fundamental na determinação das eficiências ambientais. Os campos de petróleo produziram baixos índices de eficiência dinâmica tanto para o Grupo 1 (27,30%) quanto para o Grupo 2 (38,58%), representados por meio da representação gráfica bidimensional dinâmica e seus índices confirmados por meio da regressão logística. Os resultados autorizam dizer que há um mau gerenciamento dos recursos tecnológicos dos campos onshore das bacias costeiras brasileiras, provocando quantidades excessivas da água produzida de petróleo. / The oil industry has a significant and important share in the world energy matrix with an estimated production of 1/3 of the global energy. With the high world oil consumption, resource management needs to be better managed in order to reduce the associated environmental impacts. One of the main environmental concerns associated with the exploration and production of oil fields is related to the generation of water produced from petroleum. The water produced from the production of oil and gas is a strategic challenge for companies, as it generates the largest share of waste from the oil industry. In this perspective, this work aims to evaluate the performance of environmental sustainability, based on the generation of oil produced water, from the onshore fields of the coastal oil basins of Brazil. The data were made available by the ANP (National Agency of Petroleum) in its electronic site making a total of 156 oilfields belonging to the basins of Alagoas, Camamu, Espírito Santo, Potiguar and Sergipe. The years analyzed were 2014, 2015 and 2016. The results were presented in six stages: stage I - presentation of the results of the descriptive statistics; stage II - analysis of multiple regressions; stage III - application of the median; stage IV - Dynamic modeling analysis (DDEA); Stage V - presentation of a two-dimensional graphical analysis of DDEA; and stage VI - analysis of logistic regressions. Two statistical tests were used to validate the hypotheses: T-test and Wald test. The expected results will help the managers in the managerial decision making from the model proposed for the petroleum sector. The results had a positive effect on the variables directional wells, vertical wells and age, and, with these two first ones, a fundamental role in the determination of the environmental efficiencies. The oilfields produced low rates of dynamic efficiency for both Group 1 (27.30%) and Group 2 (38.58%), represented by dynamic two-dimensional graphical representation and their indices confirmed by logistic regression. The results allow to say that there is a poor management of the technological resources of the onshore fields of the Brazilian coastal basins, causing excessive amounts of the oil produced water.

Submitted by William Monteiro (wmonteiro@petrobras.com.br) on 2010-08-25T12:19:48Z No. of bitstreams: 1 Dissertação - William Monteiro_FGV.pdf: 1578947 bytes, checksum: 0c0dc67f493c997286b4c823eb1eb917 (MD5) / Approved for entry into archive by Vitor Souza(vitor.souza@fgv.br) on 2010-08-25T13:59:04Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação - William Monteiro_FGV.pdf: 1578947 bytes, checksum: 0c0dc67f493c997286b4c823eb1eb917 (MD5) / Made available in DSpace on 2010-08-26T12:34:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação - William Monteiro_FGV.pdf: 1578947 bytes, checksum: 0c0dc67f493c997286b4c823eb1eb917 (MD5) Previous issue date: 2010-03-31 / This paper deals with the theme 'The Institute of Unitization,' or even 'Individualization of Production,' as national classification, terms that describe what happens to be a joint and coordinated from a reservoir of oil or gas by all parties with property rights on the areas where the reservoir stretches. The concepts of Unitization will be studied and discussed according to context of the oil industry in its entirety technical, legal and economic issues. In light of Economic Theory, will be analyzed the Fundamentals of the Institute of Unitization and evolution of its application in national and international context. / O presente trabalho aborda o tema 'Instituto da Unitização', ou mesmo 'Individualização da Produção', conforme nomenclatura nacional, termos que designam o que vem a ser uma operação conjunta e coordenada de um reservatório de petróleo, gás natural ou ambos por todas as partes com direitos de propriedade sobre as áreas por onde se estende o reservatório. Os conceitos de Unitização serão estudados e abordados segundo contexto da indústria do petróleo em seus elementos técnicos, jurídicos e econômicos. À luz da Teoria Econômica, serão analisados os Fundamentos do Instituto da Unitização e a evolução de sua aplicação no contexto nacional e internacional.