La construcción de un modelo geoestadístico a partir de la integración de datos geofísicos tales como registros eléctricos de pozos e información litológica, con la finalidad de determinar la ubicación de potenciales yacimientos de hidrocarburos y conocer el POES (Petróleo Original en Sitio) de un campo. Para lo cual se compiló información de campo que consiste en coordenadas de pozos, surveys, wellheaders, registros eléctricos, facies interpretadas, topes estratigráficos y se creó una base de datos la cual se ingresó a la plataforma de trabajo Openworks, la misma que se cargó a sesiones individuales en el software Decision Space Geoscience (DSG), lo que permitió crear modelos de las diferentes realizaciones geoestadísticas que consisten en modelos de facies y propiedades petrofísicas que ayudan a seleccionar el que más se iguale a la realidad geológica del campo y de esta manera realizar la estimación de reservas. Los métodos de simulación numérica de yacimientos que se aplican en el software DSG permiten generar datos en las zonas que no tienen información, a partir de técnicas o algoritmos de interpolación para cada modelo que se generará, los cuales se han estudiado en el presente proyecto. Este estudio permite optimizar las alternativas de producción, brindando además soluciones más prácticas para la caracterización de yacimientos, proponiendo a futuro modelos dinámicos para determinar posibles zonas a realizar workover y nuevas zonas de cañoneo (disparos en el revestidor). / Tesis

Dissertação apresentada para obtenção do grau de Mestre em Engenharia do Ambiente, ramo Geoambiente, na Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto, sob a orientação do professor Doutor António Manuel Fiúza

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

Made available in DSpace on 2013-08-07T18:54:58Z (GMT). No. of bitstreams: 4 000436652-Texto+Completo+Anexo+A-0.pdf: 15434664 bytes, checksum: aa9164656be954ec28e6ef2618c4b450 (MD5) 000436652-Texto+Completo+Anexo+B-1.pdf: 7282853 bytes, checksum: 528179ce162072b031ecd2e536cb1eed (MD5) 000436652-Texto+Completo+Anexo+C-2.pdf: 16833678 bytes, checksum: 2ee2a3d1161bf90007e849f84b94cdeb (MD5) 000436652-Texto+Completo+Anexo+D-3.pdf: 11536656 bytes, checksum: 87f20951cb7f16e2b12916fb62203b9c (MD5) Previous issue date: 2012 / The carbon capture and storage in geological formations is a promising technology for mitigating emissions of principal greenhouse gas, CO2. However, its application involves maintaining the integrity of the materials used in injection wells to prevent leakage of CO2. In this context, this work proposes to investigate the integrity of the cement paste in the presence of CO2 when subjected to conditions of geological storage of carbon in order to understand the mechanisms involved in the degradation of well cement paste as a function of temperature. For that, the hardened cement paste class G were submitted to two different degradation media, wet supercritical CO2 and water saturated with CO2 at 50 °C, 70 °C, 90 °C and 150 °C and 15 MPa. Scanning electron microscopy (SEM), x-ray diffraction (XRD), thermo gravimetric analysis (TGA), Vickers microhardness and compressive strength were used to evaluate the effect of degradation on the structure and mechanical properties of cement paste. The results obtained indicate that the depth of the degraded surface layer can be represented by a logarithmic function of temperature for both reaction media. For a given temperature, there were no significant differences between the depths of degraded surface layer between two reaction media. However, the aqueous solution saturated with CO2 was more aggressive for the cement paste. The depth of the degraded surface layer of cement paste varied linearly with the square root of time, indicating that the process was dominated by diffusion in both reaction media. It was observed that the increasing on temperature and on time of cement paste exposure in environments containing CO2 promote a more significant decrease in compressive strength. / A captura e armazenamento de carbono em formações geológicas é uma tecnologia promissora para mitigação das emissões do principal gás de efeito estufa, o CO2. Contudo, sua aplicação envolve manter a integridade dos materiais empregados nos poços de injeção para evitar vazamento de CO2. Neste contexto, este trabalho propõe-se a investigar a integridade da pasta de cimento em presença do CO2 quando submetida às condições de armazenamento geológico de carbono, visando compreender os mecanismos envolvidos no processo de degradação do cimento em função da temperatura. Para tal, pastas endurecidas de cimento classe G foram submetidas a testes de degradação em dois meios reacionais, CO2 supercrítico úmido e água saturada com CO2, a 50 °C, 70 °C, 90 °C e 150 °C e 15 MPa. As técnicas de microscopia eletrônica de varredura (MEV), difração de raios-x (DRX), análise termogravimétrica (TGA), microdureza Vickers e de resistência à compressão foram utilizadas para avaliar o efeito da degradação na estrutura e propriedades mecânicas da pasta de cimento. Os resultados obtidos indicam que a profundidade da camada degradada pode ser representada por uma função logarítmica em função da temperatura para ambos os meios reacionais. Para uma mesma temperatura, não foram observadas diferenças significativas entre as profundidades de camada degradada entre os dois meios reacionais. Contudo, o meio aquoso saturado com CO2 mostrou-se mais agressivo para a pasta de cimento.A profundidade de camada degradada da pasta de cimento variou linearmente com a raiz quadrada do tempo, indicando que o processo foi dominado por difusão em ambos os meios reacionais. Observou-se que o aumento da temperatura e do tempo de exposição da pasta de cimento a meios contendo CO2 promove um decréscimo mais significativo na resistência à compressão.

Made available in DSpace on 2013-08-07T18:54:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1 000412505-Texto+Completo-0.pdf: 14177118 bytes, checksum: 296ba75b676a7b60026516499ec6d9da (MD5) Previous issue date: 2009 / In last years the concern about the emission of greenhouse gases to atmosphere is increasing in the entire world, particularly the emission of CO2 gas. The development of technologies for mitigation of greenhouse gases has frequently emerged as a possible solution to minimize the global warming. The geological carbon sequestration is one of the most important technologies to reduce the disposal of carbonic gas in the atmosphere considering a short term period. In this context, the CO2 injection in mature or abandoned oil fields has a great potential in economic terms, once it permits enhanced oil recovery (EOR). The maintenance of integrity over time of materials employed in the geological storage of CO2 is the fundamental importance to guarantee the success of using this technology. In such activities, cement class G with a specific chemical composition is utilized, which has to exhibits a life use longer than the traditional ones, especially if it is considered the hazardous environmental that it is exposal. In this work an experimental apparatus, constituted by reactors that simulate the conditions of CO2 geological storage was developed in order to investigate the behavior of cement class G on this circumstance. The cement paste samples were submitted to two different ambient, wet supercritical CO2 and water saturated with CO2 at 15 MPa and 150 °C. The cement pastes were characterized by means of pH measurements, scanning electron microscopy (SEM), Vickers microhardness and compression tests. The results indicated that both wet supercritical CO2 and water saturated with CO2 promoted microstructure and mechanical alterations on the cement pastes. The cement degradation was more severe in the case of water saturated with CO2. / Nos últimos anos, a preocupação mundial com a questão da emissão de gases de efeito estufa para a atmosfera tem se intensificado, particularmente relacionada às emissões do gás CO2. O desenvolvimento de tecnologias para mitigação de gases de efeito estufa é apontado como uma resposta adequada para conter o aquecimento global e o seqüestro geológico de carbono destaca-se como uma das tecnologias mais importantes, em curto prazo, para este fim. Nesse cenário, os campos de exploração de petróleo maduros ou abandonados apresentam grande viabilidade para armazenamento de CO2. A integridade do cimento classe G, que foi desenvolvido para ser utilizado na construção de poços de petróleo, deve ser mantida para evitar que o CO2 escape pelo poço para a atmosfera. Contudo, esse material pode sofrer degradação pelo meio ácido produzido pelo CO2 na presença de água das formações geológicas. Para avaliar a resistência da pasta de cimento frente ao CO2 supercrítico foi desenvolvido um sistema experimental constituído de reatores que simulam as condições encontradas em prováveis sítios de armazenamento geológico de CO2.Dessa forma, corpos-deprova de pasta de cimento classe G foram submetidos a dois meios de degradação ao longo do tempo, CO2 supercrítico úmido e água saturada com CO2, nas condições de temperatura e pressão de 150°C e 15 MPa, respectivamente. As pastas de cimento foram caracterizadas por meio de medidas de pH, microscopia eletrônica de varredura (MEV), microscopia óptica; microdureza Vickers e ensaios de resistência à compressão. Os resultados obtidos indicaram que o CO2 supercrítico úmido e CO2 dissolvido em água promovem alterações na microestrutura e propriedades mecânicas da pasta de cimento, sendo que a degradação é mais severa no caso da água saturada com CO2.

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