The study area, Dhurnal oil field, is located 74 km southwest of Islamabad in the Potwar basin of Pakistan. Discovered in March 1984, the field was developed with four producing wells and three water injection wells. Three main limestone reservoirs of Eocene and Paleocene ages are present in this field. These limestone reservoirs are tectonically fractured and all the production is derived from these fractures. The overlying claystone formation of Miocene age provides vertical and lateral seal to the Paleocene and Permian carbonates. The field started production in May 1984, reaching a maximum rate of 19370 BOPD in November 1989. Currently Dhurnal‐1 (D-1) and Dhurnal‐6 (D-6) wells are producing 135 BOPD and 0.65 MMCF/D gas. The field has depleted after producing over 50 million Bbls of oil and 130 BCF of gas from naturally fractured low energy shelf carbonates of the Eocene, Paleocene and Permian reservoirs. Preliminary geological and geophysical data evaluation of Dhurnal field revealed the presence of an up-dip anticlinal structure between D-1 and D-6 wells, seen on new 2003 reprocessed data. However, this structural impression is not observed on old 1987 processed data. The aim of this research is to compare and evaluate old and new reprocessed data in order to identify possible factors affecting the structural configuration. For this purpose, a detailed interpretation of old and new reprocessed data is carried out and results clearly demonstrate that structural compartmentalization exists in Dhurnal field (based on 2003 data). Therefore, to further analyse the available data sets, processing sequences pertaining to both vintages have been examined. After great effort and detailed investigation, it is concluded that the major parameter giving rise to this data discrepancy is the velocity analysis done with different gridding intervals. The detailed and dense velocity analysis carried out on the data in 2003 was able to image the subtle anticlinal feature, which was missed on the 1987 processed seismic data due to sparse gridding. In addition to this, about 105 sq.km 3D seismic data recently (2009) acquired by Ocean Pakistan Limited (OPL) is also interpreted in this project to gain greater confidence on the results. The 3D geophysical interpretation confirmed the findings and aided in accurately mapping the remaining hydrocarbon potential of Dhurnal field.

Adotando os conceitos da Nova Economia Institucional (NEI) e de sua vertente, a teoria da Economia dos Custos de Transação (ECT), apresenta-se, neste trabalho, uma discussão sobre o ambiente institucional brasileiro para o setor de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural, sua regulação e caracterização. Discute-se as especificidades relativas às condições de desenvolvimento das atividades em campos de petróleo considerados maduros e/ou marginais, que constituem a maior parte das bacias brasileiras conhecidas em terra. O trabalho defende que este segmento de atividades de E&P requer um tratamento diferenciado em termos de regulação e outras políticas públicas, visando privilegiar a entrada de novos agentes e aumentar seu dinamismo no longo prazo. Contrapondo ao ambiente institucional nacional, optou-se por estudar o desenvolvimento das atividades onshore no Texas. Assim, estabelece-se comparações entre as duas realidades com relação à sua regulamentação, programas de incentivos, estrutura industrial, histórico de atividades e, principalmente, em relação à ação dos respectivos órgãos reguladores, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), pelo Brasil, e a Texas Railroad Commission (TRC), pelo Texas. A experiência da TRC no setor petroleiro texano, cujas características presentes, por se tratar de campos produtores de petróleo maduros, possuem certa similaridade com os campos em terra no Brasil, revela uma série de direções para o aprimoramento da regulação petroleira brasileira no sentido de promover suas atividades onshore. / By Adopting the New Institutional Economics (NIE), and the theory of Transaction Cost Economics (TCE), this work discuss about the Brazilian institutional environment for oil and natural gas exploration and production (E&P), the regulation and main features. This study discusses the specificities related to the development of onshore activities on mature and/or marginal oil and gas fields. These areas are the majority on the Brazilian developed onshore segment. The Thesis sustains that such a segment of E&P activities needs a special treatment in terms of regulation and other public policies, aiming at to improving the entrance of new players in the sector and its long-term growing. For a comparative analysis, the study of the onshore activities development in Texas provides important insights to understand and criticize de Brazilian situation. The Thesis compares both realities in terms of the regulation and incentives programs, industrial structure, history of activities as well as the main role players by the respective Oil and Gas Regulator, the National Petroleum Agency (ANP) in Brazil, and the Texas Railroad Commission (TRC) in Texas. TRC’s long experience in regulating Texas’ onshore oil and gas activities, whose present situation has similarities regarding to the Brazilian onshore areas (by their maturity), reveals a series of paths to improve Brazil’s oil and gas regulation and boost its onshore activities.

Adotando os conceitos da Nova Economia Institucional (NEI) e de sua vertente, a teoria da Economia dos Custos de Transação (ECT), apresenta-se, neste trabalho, uma discussão sobre o ambiente institucional brasileiro para o setor de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural, sua regulação e caracterização. Discute-se as especificidades relativas às condições de desenvolvimento das atividades em campos de petróleo considerados maduros e/ou marginais, que constituem a maior parte das bacias brasileiras conhecidas em terra. O trabalho defende que este segmento de atividades de E&P requer um tratamento diferenciado em termos de regulação e outras políticas públicas, visando privilegiar a entrada de novos agentes e aumentar seu dinamismo no longo prazo. Contrapondo ao ambiente institucional nacional, optou-se por estudar o desenvolvimento das atividades onshore no Texas. Assim, estabelece-se comparações entre as duas realidades com relação à sua regulamentação, programas de incentivos, estrutura industrial, histórico de atividades e, principalmente, em relação à ação dos respectivos órgãos reguladores, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), pelo Brasil, e a Texas Railroad Commission (TRC), pelo Texas. A experiência da TRC no setor petroleiro texano, cujas características presentes, por se tratar de campos produtores de petróleo maduros, possuem certa similaridade com os campos em terra no Brasil, revela uma série de direções para o aprimoramento da regulação petroleira brasileira no sentido de promover suas atividades onshore. / By Adopting the New Institutional Economics (NIE), and the theory of Transaction Cost Economics (TCE), this work discuss about the Brazilian institutional environment for oil and natural gas exploration and production (E&P), the regulation and main features. This study discusses the specificities related to the development of onshore activities on mature and/or marginal oil and gas fields. These areas are the majority on the Brazilian developed onshore segment. The Thesis sustains that such a segment of E&P activities needs a special treatment in terms of regulation and other public policies, aiming at to improving the entrance of new players in the sector and its long-term growing. For a comparative analysis, the study of the onshore activities development in Texas provides important insights to understand and criticize de Brazilian situation. The Thesis compares both realities in terms of the regulation and incentives programs, industrial structure, history of activities as well as the main role players by the respective Oil and Gas Regulator, the National Petroleum Agency (ANP) in Brazil, and the Texas Railroad Commission (TRC) in Texas. TRC’s long experience in regulating Texas’ onshore oil and gas activities, whose present situation has similarities regarding to the Brazilian onshore areas (by their maturity), reveals a series of paths to improve Brazil’s oil and gas regulation and boost its onshore activities.

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[pt] Em muitos países, uma área de Exploração e Produção de petróleo é adquirida através de um leilão. Embora o processo de liquidação do leilão seja tipicamente simples, sob a ótica do tomador de decisão a identificação da melhor oferta é complexa. Para sua valoração, deve ser pré-definido o modelo de desenvolvimento com diversas alternativas associadas, alto grau de incertezas técnicas, de mercado e operacionais, e submetido a uma determinada condição fiscal. A decisão por uma determinada alternativa gera impactos e investimentos elevados para a empresa. O trabalho proposto visa a construção de um framework para dar suporte ao processo de escolha da melhor oferta que maximize uma medida de valor para a empresa, auxiliando o tomador de decisão e considerando as incertezas envolvidas no processo. Foram utilizados os indicadores de performance apresentados na literatura: Valor Presente Líquido (VPL), Conditional Value-at-Risk, Omega e Exposição Financeira. Afim de melhor quantificar risco/benefício financeiro no processo de tomada de decisão foram construídas medidas de risco: Mean-Weighted CVaR, Mean-Weighted Double-Sided CVaR, Beta e Negative-Positive cashflow ratio. Para ilustrar a aplicabilidade do framework proposto, um experimento numérico baseado em um caso hipotético é apresentado. Em decorrência deste experimento, foi identificado que alterações na configuração da produção alteram significativamente os resultados dos indicadores. Além disso, a partir de uma ponderação entre probabilidade de ganho e o resultado do indicador Mean-Weighted CVaR, foi identificada a melhor oferta para a área, dada a condição fiscal do leilão. / [en] In many countries, an oil and gas area of Exploration and Production is acquired through an auction. Although the auction settlement process is typically simple, from the decision maker s point of view, identifying the best offer is complex. For its valuation, the development model must be pre-defined with several associated alternatives, a high degree of technical, market and operational uncertainties, and submitted to a fiscal term. The decision for a particular alternative generates high impacts and investments for the company. The proposed work aims to build a framework to support the process of choosing the best offer that maximizes a measure of value for the company, helping the decision maker and considering the uncertainties involved in the process. The performance indicators presented in the literature were used: Net Present Value (NPV), Conditional Value-at-Risk, Omega and Financial Exposure. In order to better quantify financial risk/benefit in the decisionmaking process, risk measures were constructed: Mean-Weighted CVaR, Mean- Weighted Double-Sided CVaR, Beta and Negative-Positive cashflow ratio. To illustrate the applicability of the proposed framework, a numerical experiment based on a hypothetical case is presented. As a result of this experiment, it was identified that changes in the configuration of production significantly alter the results of the indicators. In addition, from a weighting between the probability of gain and the result of the Mean-Weighted CVaR measure, the best offer for the area was identified, given the fiscal term of the bid.

[pt] O objetivo da dissertação é avaliar a gestão da função metrológica em uma unidade de exploração e produção de óleo e gás de uma grande empresa de energia no Brasil e propor ações de melhoria a partir dos resultados do diagnóstico da referida função. Desde a emissão da Portaria Conjunta n°1 ANP/Inmetro, em junho de 2000, as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil passaram por um acelerado processo de reestruturação organizacional e de adequação das instalações de medição para atender ao novo marco regulatório. Nesse contexto, a motivação da pesquisa vincula-se a uma real necessidade de melhoria da gestão da função metrológica em uma unidade de exploração e produção de óleo e gás natural da Petrobras, particularmente no que tange à consolidação da cultura metrológica e ao desenvolvimento de competências associadas a novos requisitos de medição de vazão de óleo e gás natural. A metodologia compreende: (i) pesquisa bibliográfica e documental sobre os temas centrais; (ii) proposição de modelo conceitual para avaliação da gestão da função metrológica; (iii) elaboração e aplicação do instrumento de pesquisa; (iv) estudo de caso da Unidade de Operações de Exploração e Produção da Petrobras no Espírito Santo e de quatro unidades incorporadas ao caso; (v) proposição de ações frente aos desafios e oportunidades reveladas no diagnóstico situacional. Destacam-se como resultados da pesquisa: (i) o modelo conceitual para avaliação da gestão da função metrológica, com foco na medição de vazão de óleo e gás natural; (ii) o diagnóstico da situação atual da gestão da função metrológica na referida Unidade e em quatro unidades incorporadas ao estudo de caso; (iii) mapeamento dos desafios e oportunidades associados à efetiva gestão da função metrológica nas unidades analisadas. Como conclusão, a pesquisa mostra que o modelo conceitual proposto foi adequado para os fins a que se destina, constituindo um importante instrumento de avaliação e retroalimentação para a gestão da função metrológica. Esse modelo poderá ser disseminado em outros contextos organizacionais de exploração e produção de óleo e gás natural. / [en] The objective of this dissertation is two-fold: (i) to assess the management of metrological function of an oil and gas exploration and production unit within a large energy enterprise in Brazil; and (ii) to propose recommendations for its improvement. Since the creation of Portaria Conjunta n 1 ANP/Inmetro, in June 2000, oil and gas exploration and production activities in Brazil have suffered an accelerated process of organizational reengineering and adapted all their measurement installations to attend the new regulatory framework. In this context, the motivation of this research arose from Petrobras’needs to have an assessment tool capable of measuring efficiency and efficacy of its metrological function, incorporating in the analytical framework elements concerning organizational culture and development of competences towards attendance of new metrological requirements. The methodology comprises: (i) bibliographic and documentary research on the central themes of dissertation; (ii) propose of a conceptual model for assess metrological function management, which links theoretical approaches reviewed; (iii) development and application of a survey questionnaire, based on this conceptual framework; (iv) case study focusing on the metrological function at Exploration and Production Operational Unit of Espírito Santo and its four subunities; (v) formulation of improvement actions for Petrobras metrological function at the selected unities, and suggestions for future research and replication in other organizational contexts. As a conclusion, it can be said that the proposed assessment model fulfilled expectations and assumptions formulated at the very beginning of this research. According to the opinion of managers and teams involved, the model is an useful management and learning tool for improve the management of metrological function and has a large potential for replication in other organizational contexts from the empirical evidences achieved.