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

Publicación a texto completo no autorizada por el autor / El documento digital no refiere asesor / Realiza el análisis de falla de dos tapones inflables tipo Thru Tubing corridos con Coiled Tubing durante las operaciones de abandono del pozo Mirasol 1 de la empresa Petrominerales Colombia Limited. Lo innovador del Coiled Tubing es que se dobla plásticamente desde el carrete al arco de guía del cuello de ganso. La deformación cedente para el Coiled Tubing se basa en el módulo de Young’E y el esfuerzo de cedencia syE= 30*106 y el típico para el Coiled Tubing sy=80.000lpc, de aquí que la deformación cedente sea dada por sy/E=0,003 o 3.000 micro deformación. / Trabajo de suficiencia profesional

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

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. / Tesis

A nivel mundial, las reservas de hidrocarburos han ido reduciéndose por la acelerada explotación de los yacimientos tradicionales para el consumo industrial, lo que ha generado la búsqueda de nuevas formas de explotar recursos. El Fracking resulta ser un controversial instrumento para lograr maximizar la explotación de esos recursos a nivel mundial. El Perú, es un país importador de crudo y gas, por no poder satisfacer su demanda nacional tras la mínima producción que tiene. Lo cual, genera la imperiosa necesidad de buscar nuevas formas de equilibrar esta deficiencia. Es por ello, que debemos poner en discusión la modificación del ordenamiento jurídico que permita la utilización de nuevas técnicas para maximizar los índices de producción actuales, para ello, revisaremos la viabilidad que tiene el proyecto de ley 2145/2017 que pretende modificar la Ley Orgánica de Hidrocarburos. Sin embargo, al ser técnicas invasivas al ambiente y el no tener certeza de los daños que puede ocasionar estos procedimientos, se tienen que regular adecuadamente, y, por lo tanto, se tiene que recurrir a experiencias de otros países, que ya vienen utilizando el Fracking. Además, conoceremos cuáles son esos posibles efectos en el ambiente, que han originado su rechazo en muchos otros países, para finalmente conocer los beneficios de ampliar el ámbito de la Ley Orgánica de Hidrocarburos.

El presente es un estudio integrado de la estratigrafía, estructura, geometría y potencial hidrocarburífero de la Cuenca Lancones. El cual se basa en la interpretación de secciones sísmicas, datos de pozo, datos geoquímicos y datos de campañas de campo, en conjunto con trabajos anteriores en la zona. Esos datos, con ayuda del procesamiento de imágenes satelitales, datos sísmicos y gravimétricos, permitieron entender la evolución geodinámica de nuestra cuenca. En el desarrollo de este trabajo, se recurrió a conceptos de tectónica de corrimientos, y a conceptos básicos de la exploración petrolera. La Cuenca Lancones se encuentra en el NO del Perú en el departamento de Piura, provincia de Sullana con una extensión de aproximadamente 383,926.01 hectáreas. Presenta áreas protegidas como el Parque Nacional Cerros de Amotape y el Coto de Caza El Angolo. El acceso a esta cuenca es por vía terrestre. La cuenca Lancones ha sido dividida en dos partes, definidas por los estilos de deformacion observables y limitadas entre si por la falla de desplazamiento normal Huaypirá, la misma que separa en superficie los afloramientos cretaceos de los cenozoicos. Estas dos zonas son conocidas como la Faja Plegada de Lancones y la Zona de Cobertura Cenozoica. La cuenca es de tipo Antearco, donde las formaciones cretácicas se biselan hacia el NO sobre el Macizo de Amotape. Hacia el este, las formaciones sedimentarias pasan lateralmente al arco volcanico calco-alcalino cretacico Célica. La deformacion es esencialmente compresiva ligadas a un sistema de corrimientos que se dan durante la depositacion cretácica, es por eso la variacion de su espesor y se manifiesta por largos anticlinales NE-SO. Esas estructuras estan cortadas localmente por sistemas de fallas extensivas muy recientes y orientadas E-O y NE-SO. Obviamente, los grandes anticlinales NE-SO pueden constituir buenas trampas estructurales. La sismica muestra que estan asociadas a fallas de corrimientos (fault bend fold o fault propagation fold) a vergencia este, y que sus estructuras profundas dependen de la geometria de esas fallas. Las estructuras de corrimientos de la cuenca Lancones son paralelas y coherentes con los sistemas de corrimientos de la cuenca Tumbes.

Analiza la geometría, estratigrafía y sistema petrolero de la zona norte de la cuenca Ucayali. Está basado en la recopilación e interpretación de información sísmica, pozos exploratorios y relevamientos geológicos. El frente subandino peruano contiene un gran potencial hidrocarburífero aún por explorar. El descubrimiento de nuevos prospectos demanda la elaboración de nuevos conceptos a ser aplicados al estudio de las cuencas subandinas. El área de estudio está localizada en los lotes 107 y 133 que están concesionados a la empresa Petrolifera, y ubicados específicamente en la sub-Cuenca del Pachitea dentro de la Cuenca Ucayali norte, en los departamentos de Pasco, Huánuco y Ucayali. La cuenca Ucayali estuvo expuesta a diversos eventos geodinámicos durante el Paleozoico y Mesozoico temprano y se constituyó como una cuenca de ante-país a partir del Cretácico superior. La secuencia estratigráfica actual presenta un apilamiento de series sedimentarias pre-cretácicas distintas en la zona norte de la zona sur de la cuenca Ucayali. Con el aporte de la nueva información sísmica, se ha podido reconocer incongruencias en los modelos estratigráficos actuales y también evidencias que ameritan la elaboración de un nuevo modelo estratigráfico y tectónico. Los resultados muestran: 1) una mejor correlación estratigráfica de las unidades pre cretácicas en las zonas norte y sur de la cuenca Ucayali; 2) el papel preponderante de dos niveles de evaporitas controlando la deformación; 3) la presencia de un sistema petrolero paleozoico que se prolonga hacia la zona norte de la cuenca Ucayali; 4) la preservación de estructuras creadas por una tectónica compresiva pre-andina; 5) un posible potencial de estas estructuras preandinas como nuevos objetivos para futuras exploraciones. Con el objetivo de proponer un diferente entendimiento evolutivo de la cuenca, se realiza un análisis geométrico de la deformación, el cual consiste en la elaboración de cuatro cortes estructurales transversales distribuidos a lo largo de la sub-cuenca Pachitea. Utiliza el método de secciones balanceadas para validar las interpretaciones para tres cortes estructurales. Para el análisis estratigráfico, se utiliza la nueva sísmica junto con correlaciones estratigráficas de pozos y de campo a lo largo de la cuenca Ucayali.