La producción de petróleo del Lote 8, operado actualmente por Pluspetrol, proviene principalmente de los reservorios Cetico, Pona y Vivian de edad Cretácica. Se ha probado también producción restringida en el reservorio Pozo Basal del Terciario. Los parámetros petrofísicos de estos reservorios no son realmente homogéneos, sino que están controlados por procesos diagenéticos que influyen en la calidad de los mismos. Con el objetivo principal de reconocer estos procesos diagenéticos que controlan los parámetros petrofisicos de la roca reservorio Pona, se planteo la necesidad de efectuar un estudio diagenético, para lo cual se evaluaron 30 secciones delgadas de este reservorio, correspondientes a los yacimientos: Pavayacu, Corrientes y Yanayacu, comprendidos entre las profundidades de 2809.50 m. a 3523.33 m. Se realizaron estudios microscópicos en cada sección delgada evaluada: unos de carácter petrográfico y otros propiamente diagenéticos, complementados con una descripción general macroscópica de los núcleos seleccionados correspondientes a este reservorio. La petrografia sedimentaria de las areniscas del reservorio Pona, se realizo en 15 núcleos convencionales, con una descripción litológica, incluyendo las características sedimentológicas, los cuales son mostrados en 7 láminas. El estudio petrográfico, básicamente del tipo microscópico, relacionado a la composición mineralógica se realiza mediante el análisis modal (conteo de puntos), así como para las características petrográficas (texturales) y el estimado de la porosidad visual (aparente). Los análisis de los tipos de contacto y parámetros de empaque nos permitieron interpretar el grado de compactación en esta roca reservorio, los cuales son presentados en 14 gráficos. El estudio diagenético comprende: la inclusión de la roca reservorio en tres modelos diagenéticos, la identificación y reconocimiento de los procesos diagenéticos (primarios y secundarios) que han afectado a esta roca reservorio, asimismo se presenta una discusión de los resultados obtenidos, para intentar dar una explicación satisfactoria de los procesos diagenéticos ocurrentes en las areniscas del reservorio Pona. Se ha realizado un análisis general de los parámetros petrofisicos de esta roca reservorio, principalmente de la porosidad con el incremento de la profundidad de soterramiento. Se comparan los valores hallados de porosidad visual con los valores de porosidad de los registros de densidad (Density Log). Se intenta asimismo discriminar la porosidad (primaria y secundaria), basándose en el reconocimiento de algunos criterios petrográficos en las muestras de estas areniscas reservorio. Como resultado de la integración de todos los análisis efectuados se hace referencia de la ocurrencia de los principales factores diagenéticos y su relación con los parámetros petrofisicos del reservorio Pona. Se ha encontrado evidencias de los procesos diagenéticos en estas areniscas reservorio, como: Compactación, Autigénesis y Cementación (Procesos Primarios) y Descementación (Proceso Secundario) principalmente de la calcita en las muestras correspondientes a los yacimientos Corrientes y Yanayacu. Estos procesos son los que estarían controlando la porosidad y permeabilidad del reservorio Pona, conjuntamente con un factor importante que es la matriz arcillosa intersticial, que tiene una persistente a notable presencia y que podría caracterizar a este reservorio. Si bien es cierto que estos finos intersticiales reducirían la calidad de los parámetros petrofisicos en el reservorio Pona, también estarían produciendo la inhibición de la compactación, pudiendo atribuírsele el efecto moderado de la compactación en las areniscas del reservorio Pona (lineamiento NNW – SSE), encontrado en la mayoría de las muestras evaluadas.

El trabajo de investigación realizado esta relacionado con la Arquitectura (Geometría) y las etapas de deformación, con respecto a sus rellenos sedimentarios, que experimentaron las Cuencas Talara y Lancones, y la relación de ambas con la acumulación de hidrocarburos fundamentalmente en la Cuenca Lancones. Las Cuencas Talara y Lancones son de tipo Antearco, donde ambas han sufrido un régimen extensional similar, la prueba de ello es el sistema extensional NE – SW, en ambas, y en sus principales falla regionales, aparte en Lancones se tiene otro sistema secundario E – W que es el de la falla Huaypirá. Este régimen se ha dado en etapas diferentes y el vínculo existente de las deformaciones ocurridas permite conocer los diferentes eventos sucedidos y en base a ellos poder efectuar las interpretaciones que ayuden al reconocimiento de las estructuras que entrampen y acumulen hidrocarburos. Con la información de pozos perforados, la interpretación de la sísmica y de información adicional, se han encontrado buenas estructuras como posibles proyectos de perforación. El mayor punto de enfoque es el mega bloque basculado de la falla Lístrica Carpitas, dentro del área del mismo nombre, de donde se pudo constatar un sistema petrolero activo, visto por el oil seep “La Breita”. En la Cuenca Lancones se tienen muchos prospectos interesantes que serian la fuente principal para iniciar una etapa de exploración y explotación agresiva. Sin embargo existen evidencias que permiten sostener que la parte estructural no esta aun bien definida, esta investigación trata de generar una nueva respuesta al cuestionamiento acerca del proceso de deformación y evolución de ambas Cuencas. Los sedimentos de la Cuenca Lancones son principalmente del cretáceo con una ligera cobertura paleógena y de la Cuenca Talara son principalmente del paleógeno. Ambas tienen basamentos de secuencias metamorfizados del paleozoico con afloramientos en superficie en la montaña de los Amotapes, que a su vez es límite entre ambas cuencas. De las secuencias paleógenas en Carpitas se tiene a las Formaciones Mogollón, Areniscas de Ostrea-Echino, Talara y Chira-Verdun que son potenciales reservorios, así mismo dentro de estas Formaciones existe secuencias lutáceas (salvo Mogollón) que serian referidas como rocas generadoras y sellos que ayudan al entrampamiento de hidrocarburos, siendo parte de los elementos del sistema petrolero. Para el sistema petrolero de Lancones las principales rocas reservorio son las Formaciones Gigantal, las turbiditas del Grupo. Copa Sombrero e incluso las cuarcitas de Amotape., La principal roca generadora es la Formación Muerto y en parte también la Formación Huasimal. La geometría estructural de toda esta mega estructura consta de una misma relación extensional que comprometio a la Cuenca Talara y a la Cuenca Lancones desde el oligoceno. / This investigation is related to Architecture (Geometry) and deformation phases regarding sedimentary fills, that underwent both Talara and Lancones Basins and the relation with hydrocarbons acumulation basically in Lancones Basin. Talara and Lancones are Forearc Basins, both had experienced an extensional regime, a prove is the NE-SW direction in the extensional pattern and in their regional faults. Lancones Basin have another E-W secondary pattern denoted by Huaypira Fault. This regime had ocurred in different stages and the existing link of the deformations allow to know the different events, in base of which one can create the interpretations that support the recognition of the structures to trap and accumulate hydrocarbons. With drilled wells information, seismic interpretations and additional information, a good structures have been found to drilling prospects. The major point to approach is the rotated mega block of listric fault Carpitas, into this area with the same name was stated an active petroleum system, viewed by the oil seep “Breita”. In Lancones Basin exists many interesting prospects, they are the major sources to start an aggresive exploration and explotation phases.However exists facts that permit to say that the structural part is not a good definition yet, this investigation try to give a new answer from the questionnaire about deformation and evolution process of both basins. Sediments of Lancones Basin are basically Cretaceous with a shallow Paleogene coverage and the sediments of Talara Basin are mainly Paleogene. Both Basins have Paleozoic basement of metamorphic sequences with outcrops in surface recognized in Amotape Mountains, moreover it is the border between the two basins. The Paleogene sequences in Carpitas field are Mogollon, Ostrea-Echino (sandstones), Talara and Chira-Verdun formations, like reservoirs rocks, into these formations exist shaly sequences (except Mogollon), that are probably source and seal rocks that support to trap hydrocarbons, being part of the petroleum system. In the petroleun system of Lancones Basin, the main reservoir rocks are the Gigantal, Copa Sombrero Group (turbidites) and Amotape quartzites formations. The main source rock is the Muerto formation and even Huasimal formation. The structural geometry of all mega-structure consist of similar extensional regime that involve the Talara and Lancones Basins from Oligocene Serie.

Orientador: João Carlos Dourado / Banca: César Augusto Moreira / Banca: Renato Luiz Prado / Resumo: A Bacia do Espírito Santo é caracterizada como de margem passiva formada quando da separação do continente Sul-Americano e Africano na fragmentação do Gondwana. A área de estudo concentra-se na porção offshore perfazendo quatro campos, sendo dois conhecidamente produtores de gás (Cangoá e Peroá) e dois produtores de óleo (Cação e Golfinho). A geofísica aplicada para hidrocarbonetos é largamente usada com a finalidade de melhor compreender o sistema petrolífero dos campos de petróleo. A interpretação da sísmica de reflexão (seções sísmicas), métodos potencias (Gravimétricos e Aeromagnetométricos), além da perfilagem geofísica foram os métodos geofísicos estudados neste presente trabalho. A maioria dos dados foram disponibilizados através do BDEP/ANP (Banco de Dados de Exploração e Produção/ Agência Nacional do Petróleo). Vários lineamentos foram extraídos nos mapas de métodos potenciais para tentar entender suas relações com o sistema petrolífero da bacia. Nas seções sísmicas foram interpretados os horizontes cronoestratigráficos com posterior geração dos mapas de contorno estrutural de cada horizonte. De todos os dados de poços solicitados, 16 apresentaram ótimos resultados nos perfis geofísicos (RG, ILD, RHOB, NPHI, DT), ou seja, havia forte evidências de que seriam bons reservatórios. Por isso, foram caracterizados petrofisicamente, obtendo-se assim os valores de porosidade, volume de argila, resistividade da água de formação, e a saturação de água. Através dos dados de poços foram realizadas as correlações estratigráficas amarradas com a sísmica. Com o estudo integrado de todos esses métodos foi possível identificar possíveis alvos exploratórios / Abstract: The Espírito Santo Basin is characterized as passive margin. It is formed during the separation between the South American and African continents in the fragmentation of Gondwana. The study area is focated on the offshore portion totaling four fields, two notoriously gas producers (Cangoá and Peroá) and two oil producers (Cação e Golfinho). The geophysics is widely used to study the petroleum system of the oil fields. The interpretation of seismic reflection, potential methods (Gravimetric and aeromagnetic) and geophysical logging data was the geophysics methods were studied in this present. Most of the data was get from BDEP / ANP (Banco de Dados de Exploração e Produção de Petróleo/ Agência Nacional do Petróleo). Several lineaments were drawn on maps of potential data to understand whether or not these lineaments influence the petroleum system in the basin. The seismic sections were interpreted to make maps of the structural contour. Of all 16 wells requested optimum results presented in geophysical (ID, ILD, RHOB, NPHI, DT), ie there was strong evidence that good reservoirs would therefore have been characterized petrofisics, thus obtaining values porosity, volume of clay formation, water resistivity, and water saturation. These wells stratigraphic correlations tied to the seismic were performed. With the integrated study of all these methods was possible identify potential exploration targets / Mestre

Orientadores: Denis Jose Schiozer, Celio Maschio / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T23:06:56Z (GMT). No. of bitstreams: 1 MouraFilho_MarcosAntonioBezerrade_M.pdf: 4188788 bytes, checksum: 07988564a5783bc054c31f18ca0a2752 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo:O processo de ajuste de histórico tradicional normalmente resulta em um único modelo determinístico que é utilizado para representar o reservatório, o que pode não ser suficiente para garantir previsões de produção confiáveis, principalmente para campos em início de produção. Este trabalho apresenta uma análise quantitativa das incertezas dos atributos de reservatório integrada com o processo de ajuste de histórico. Ao invés de ser utilizada uma abordagem determinística, aborda-se uma análise probabilística dos modelos de reservatório resultando em faixas de incerteza de previsão de produção e possibilitando uma melhor visão do comportamento futuro de reservatórios. Na metodologia utilizada neste trabalho, dados de simulação são comparados com dados de produção observados e, de acordo com os afastamentos em relação ao histórico de produção, há uma mudança das probabilidades de ocorrência dos cenários. Em alguns procedimentos propostos, há alterações também nos valores dos atributos incertos, diminuindo sua faixa de incerteza. O maior desafio deste trabalho consiste em determinar uma maneira consistente e confiável para promover a integração da análise de incertezas e ajuste de histórico, aumentando a confiabilidade na previsão de comportamento de reservatórios de petróleo e que seja possível de ser automatizada, facilitando o trabalho e acelerando o processo. Foram testados vários critérios até se alcançar a validação da metodologia proposta. Após a análise dos resultados obtidos, sugere-se uma seqüência de aplicação dos métodos de redução de incerteza propostos na metodologia. A principal contribuição desta metodologia é aumentar a confiabilidade na previsão de comportamento de reservatórios através de simulação numérica e mostrar a necessidade de incorporar incertezas ao processo de ajuste de histórico de produção. Uma outra contribuição deste trabalho é iniciar essa linha de pesquisa propondo e validando alguns métodos para integrar os processos de ajuste e análise de incertezas / Abstract: History matching process usually results in a unique deterministic model that is used torepresent the reservoir, but it may not be enough to guarantee reliable production forecasts, mainly for fields in early production stages. This work presents a quantitative uncertainty analysis of reservoir attributes integrated to the history matching process. Instead of using a deterministic approach, it is used a probabilistic analysis of the reservoir models, resulting in uncertainty ranges for the production forecast and allowing a better prediction of reservoir performance. In the methodology used in this work, simulation data are compared to observed production data and, according to the difference between those data, the probabilities of the scenarios are changed. In some procedures, the probability distribution of the reservoir attributes also change, diminishing their uncertainty range. The main challenges of this work are: (1) the determination of a consistent and reliable procedure to provide the integration of the uncertainty analysis and the history matching process, increasing the reliability in the reservoir performance forecast; and (2) to develop an automatic procedure, making the work easier and speeding up the process. The main contribution of this work is to increase the reliability of production predictions through reservoir simulation models and to show the necessity of incorporating uncertainties in the history matching. Other contribution of this work is start up a research line, proposing and validating some methods to integrate the history matching process and the uncertainty analysis / Mestrado / Ciencias e Engenharia do Petroleo / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis Jose Schiozer, Saul Barisnik Suslick / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-12T23:19:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Neves_FabioRodrigues_M.pdf: 3212776 bytes, checksum: fc2c8a390137445121b477fb5575532c (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: A decisão de uma empresa em realizar investimentos na produção petrolífera depende principalmente do desempenho econômico esperado da jazida, do perfil econômico da empresa e das características econômicas e regulatórias do país. Uma das decisões importantes do processo é a escolha da estratégia de produção, em que o valor presente líquido (VPL) vem sendo usado como indicador econômico. Neste trabalho, procura-se mostrar que outros indicadores podem ser usados para auxiliar a decisão de investimento, pois, de acordo com as prioridades estabelecidas pela empresa, um só indicador pode não ser suficiente. Para isso, são analisadas diversas estratégias de produção considerando um conjunto de indicadores econômicos: VPL, retorno sobre o investimento (ROI), produção atualizada e produção de óleo (Np). Os indicadores são utilizados para avaliar o desempenho do campo e de poços de produção e injeção. Uma análise de sensibilidade é também considerada para mostrar a utilização dos indicadores em cenários incertos (preço do óleo, taxação, entre outros). Pode-se mostrar que a utilização de mais de um indicador possibilita respostas diferentes e mais confiáveis para cada cenário traçado, influenciando o tomador de decisão. O foco da empresa em um ou mais indicadores poderá trazer vantagens principalmente em cenários de incerteza. Os resultados mostram que a utilização de vários indicadores proporciona uma tomada de decisão com menor grau de risco, bem como torna possível capturar outras características do projeto que nem sempre podem ser representadas pelo uso tradicional do VPL / Abstract: The decision of a firm to make investments on petroleum fields depends on the expected economic performance, on the firm economic context and on the country economic and regulatory constraints. One of the important decisions in the process is the selection of the production strategy where traditionally the Net Present Value (NPV) has being used for decision criterion as a measure of profitability of investments. In this work, it is shown that other indicators can be used to help investment decisions because, according to the priorities established by the firm, only one indicator may not be sufficient. On this work we show several production strategies considering a set of economic indicators: NPV, cumulative production (Np), actualized Np, and return on investment (ROI). The use of different economic indicators permits to capture different aspects from in a decision process; each indicator or a set of economic measures may result in different perspectives, which influence the decision manager. It is important to emphasize that the use of more than one indicator may have advantages, mainly for reservoirs that present high level of uncertainties. The indicators are used to evaluate the performance of the field and of the production and injection wells. A sensitivity analysis was performed in order to show the use of indicators on uncertain scenarios (oil prices, taxes, etc). The results show that the use of various indicators yields a decision with less risk, as well as it allows capturing project characteristics which not always can be represented by the traditional use of NPV / 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 e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-16T02:47:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Guillou_Olivier_M.pdf: 7496791 bytes, checksum: 64b1e03f7a1baa620f4a354c4e790f09 (MD5) Previous issue date: 2010 / Resumo: As crescentes dificuldades encontradas na exploração e produção de petróleo, tais como a diminuição das grandes descobertas, o afastamento da costa e as profundidades cada vez maiores dos campos, criam uma necessidade permanente de inovação. A fim de melhor conhecer e dominar os reservatórios situados em regiões remotas, novas ferramentas e novas metodologias precisam ser desenvolvidas. Com capacidade computacional em constante aumento e algoritmos avançados, esta demanda pode ser satisfeita. A partir de novas metodologias de integração de sísmica 3D desenvolvidas e integradas em um processo de otimização baseado em modelagem a posteriori, diversos resultados válidos tem sido obtido. Neste contexto, a caracterização de reservatórios condicionada a atributos sísmicos se revelou uma maneira eficiente de melhorar a qualidade sísmica dos modelos assim como o respeito dos modelos gerados (Barens et al, 2004). Esta dissertação propõe comparar os resultados de quatro metodologias de caracterização de reservatório e os seus respectivos impactos na análise de risco do campo. O caso de estudo é realizado em um campo de turbiditos situado nas águas profundas da costa oeste africana a partir de cinco poços exploratórios e uma exploração sísmica 3D de boa qualidade / Abstract: The growing difficulties encountered in petroleum exploration and production, such as declining discoveries, increasing coastal distances and field depth, create a constant need for innovation. To improve the knowledge and dominate reservoirs located in remote areas, new tools and methodologies must be developed. With the steady increase in computing power and the birth of new algorithms, this demand can be satisfied and project risks can be reduced. From new 3D seismic integration methodologies developed and integrated into an optimization process based on forward modeling, different valid results have been obtained. In this context, seismic constraint characterization has shown an effective way to improve the seismic quality and the relevance of generated models (Barens et al, 2004). This dissertation proposes to compare the results of four reservoir characterization methodologies on a field development risk analysis. The case study is realized on a deep offshore West African turbidites with a relevant exploration wells number and a good 3D seismic survey quality / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Alexandre Campane Vidal / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-21T21:03:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Passarella_CamilaAndrade_M.pdf: 16521657 bytes, checksum: aab7953ccc8c81c5bbe65ebc4282e561 (MD5) Previous issue date: 2012 / Resumo: O presente trabalho foi direcionado para a caracterização e modelagem geológica do reservatório turbidítico do Campo de Namorado. Visto que os depósitos de hidrocarbonetos formaram-se a partir de processos sedimentares e tectônicos complexos que atuaram durante milhões de anos nas bacias e que as informações obtidas destes depósitos são bastante restritas, tornou-se consensual a idéia de que a integração de metodologias e ferramentas possibilita a melhor compreensão dos reservatórios e de suas heterogeneidades. Neste trabalho optou-se por integrar os dados oriundos da geofísica de perfis de poços e dos testemunhos, através dos métodos geoestatísticos de modelagem estocástica com o intuito de gerar modelos equiprováveis do Campo de Namorado que auxiliarão no entendimento da distribuição das principais unidades do reservatório que influenciam na estimativa do volume de óleo. A análise faciológica teve como enfoque os métodos qualitativo, apoiado na descrição das 29 litofácies descritas nos testemunhos, e quantitativo, baseado nas análises dos perfis geofísicos de 54 poços. Com base nesta correlação rocha-perfil, as fácies arenito, arenito argiloso, carbonato e folhelho foram definidos como sendo os prováveis litotipos presentes no reservatório. Para a modelagem geológica e estrutural do Campo de Namorado todos os dados disponíveis foram tratados com o auxílio de um software de modelagem de reservatórios. As etapas de trabalho foram: delimitação de topo e base dos 54 poços do reservatório; interpretação dos três ciclos deposicionais; identificação das falhas; e, por fim, geração de um grid 3D que servirá como base para a realização das modelagens estocásticas subseqüentes. Com a aplicação do método estocástico de simulação seqüencial de indicatriz, foi definida a distribuição espacial das fácies. As propriedades de porosidade efetiva e saturação de água, relacionadas a cada litotipo, foram modeladas a partir da técnica de simulação gaussiana seqüencial. A definição destes parâmetros possibilitou a obtenção do volume de óleo in situ do Campo de Namorado. Como resultados finais foram obtidos vários modelos equiprováveis que representam toda a estrutura do reservatório e possibilitam a quantificação da incerteza associada à estimativa do volume de óleo / Abstract: This work focused the geologic characterization and modeling of the Namorado Oil Field. Sedimentary and tectonic complex processes formed the hydrocarbon deposits for millions of years in the basins, but the information obtained from these deposits is very narrow. In this matter, the opportunity to study the integration of methodologies and tools enables a better understanding of the reservoirs and their heterogeneity. This work integrates the data derived from well logs and cores by the geostatistical methods of stochastic modeling to generate equiprobable models of the Namorado Oil Field, which will assist in the understanding of the distribution of the main reservoir units that influence in the oil volume estimation. The faces analysis used the qualitative method, based on the description of 29 lithofacies described in the cores, and the quantitative method, supported by the well log analysis of 54 wells. Based on this correlation between logs and rocks, was defined as probable reservoir litotypes the faces sandstone, shaly sandstone, carbonate and shale. For the geologic and structural modeling of the Namorado Oil Field all the available data were processed with the aid of a reservoir modeling software. The steps of the work were: delimitation of the top and bottom of the 54 reservoir wells; the interpretation of the three depositional cycles; the identification of failures; and, finally, the generation of a 3D grid for the base of the stochastic modeling. The application of the stochastic method of sequential indicator simulation defined the spatial distribution of the faces. In the other hand, the properties of effective porosity and water saturation related to each lithotype were modeled using the technique of sequential Gaussian simulation. The definition of these parameters allowed the oil volume estimation of the Namorado Oil Field. As a final result, several equiprobable models were obtained representing the entire structure of the reservoir and allowing the uncertainty quantification associated with oil volume computation / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador : Sinclair Mallet-Guy Guerra / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-08-02T10:38:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Marta_JoseManuelCarvalho_D.pdf: 17608422 bytes, checksum: e7c78195cc9e4fa0912372836cf8cff0 (MD5) Previous issue date: 2002 / Resumo: Esta tese trata de questões envolvendo aspectos de política energética, aqui entendida como instrumento do processo de desenvolvimento econômico de Mato Grosso. Como no passado as questões de fronteira são retomadas e envolvem os paises limítrofes de colonização espanhola e suas relações na América do Sul, para seu cotidiano, agora com o gás natural. O processo de Globalização - aqui entendido como o novo Imperialismo -, introduziu sob seus auspícios mudanças paradigmáticas dentre as quais o conceito de regulação e controle importando a regulação. O Estado apresentou-se pioneiramente nesses marcos, submentendo sua população e organizações de maneira definitiva e pragmática, ainda com o processo inconcluso. Apresentada em três partes, procura, na primeira, caracterizar o cenário referencial teórico no qual se desenrola o processo imperialista na América do Sul em diversas etapas - algumas ainda em andamento. A segunda parte, procura entender, ao longo do século XX, no espectro das transformações da Economia Brasileira, o papel da energia nas diversas etapas nas quais se constituíram e transformaram. Por fim, a terceira parte mostra a energia em um quadro mais restrito e específico, na região de Mato Grosso, para concluir por uma necessária sustentabilidade dos recursos disponíveis. A investigação, como se realizou, permitiu trazer a tona conceitos, cuja necessidade de serem revistos é essencial para se compreender a energia como um bem social, principalmente a eletricidade / Abstract: This theses treats issues related to energy policy aspects as instrument for the economic development process which principal object is Mato Grosso State. Due to its geographical position, Mato Grosso is involved, as always it was, in frontier issues including countries and its relationships in South America. In the current Globalization process here understood as Imperialism - and ui1der the auspices of changes on the energy regulation paradigm, the State showed up as pioneer and inserted, in a definitive and pragmatic way, although the process is not concluded yet. Presented in three parts, it seeks, in the first, to characterize the theoretic referential scenery in which Imperialism process is unrolled in South America in its several stages - some of them still in process. The second part tries to explain, in the spectrum of the Brazilian Economy transformations, the roll of energy on the several stages in which they constituted and transformed along twentieth century. Finally, it places the energy in a more restricted and specific picture, in the region of Mato Grosso, to conclude for a necessary sustainability which resources are available. The research, as it was made, allowed to bring up concepts, which necessity of being reviewed is essential to understand the energy as a social asset, mainly the electricity / Doutorado / Doutor em Planejamento de Sistemas Energéticos

Orientador: Armando Zaupa Remacre / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-03T19:07:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Friedrich_Anelise_M.pdf: 5684295 bytes, checksum: 994952e377d5f8765f57410c4af3dcc8 (MD5) Previous issue date: 2003 / Resumo: Os campos maduros, após décadas de explotação, apresentam baixa produtividade de óleo e alta produção de água. Para mantê-Ios em produção, estão sendo utilizados, além dos métodos tradicionais de recuperação secundária, como injeção de água e gás, são medidas as saturações atuais de óleo em poços antigos. Os dados de saturação atual são usados para determinar intervalos com indícios de óleo remanescente. No entanto, o uso desses dados para a modelagem tridimensional desses bolsões de óleo ainda está incipiente.Este trabalho aborda a construção de modelos 3D de saturação atual de fluidos usando técnicas de geoestatística com métodos estocásticos e determinísticos. A modelagem da saturação pretende delimitar, também, áreas de concentração residual de hidrocarbonetos, que servirão como alvos para futuras campanhas de reativação dos poços. O trabalho focaliza a saturação de óleo com dados adquiridos pela Petrobras entre 1999 e 2001 constando de perfis de 136 poços, 26 deles com dados de saturação obtidos com PSGT. O projeto começa com a construção do modelo geológico 3D obtido por simulação das eletrofácies pelo método gaussiano truncado utilizando matriz de proporção. Após a validação desse modelo, foram estimadas, por krigagem, as características petrofisicas do reservatório (porosidade e saturação) e foram construídos os cenários probabilísticos para definir as áreas alvo de novas pesquisas / Abstract: A current issue in mature reservoirs is the decline of oil production, after years of exploitation. To solve this problem and keep up the production, methods of supplementary recovery, such as the injection of water and gas have been used as well as the measurement of present saturations of oil in old wells. The saturation data are used to determine intervals with possible remaining oi!. However, the use of this data for tridimensional modeling of these oil reservoirs is still incipient. This project aims at building 3D models of actual saturation of fluids using geostatistical techniches with stochastic and deterministic methods. This approach intends, as well, to sharp areas of residual concentration of hydrocarbonates, which can be useful as targets to future campaigns of well reactivations. This work focuses on the oil saturation with data obtained by Petrobras in the period between 1999 and 2001 with 136 wells, 26 ofwhich have saturation data obtained with PSGT. The first model consists of the construction of the 3-D geological model based on Gaussian truncated simulation of the electrofacies using vertical proportion curves and proportion matrix. After the validation of the geological method, it has been estimated, by kriging, the petrophysical characteristics of the reservoir (porosity and saturation) and the probabilistic scenarios were built to define the target areas for new researches / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador : Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-31T20:50:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dezen_FranciscoJosePinheiro_M.pdf: 979920 bytes, checksum: 38e5d5af2216dd5466eaed2b2ea1a685 (MD5) Previous issue date: 2001 / Mestrado