Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-11T00:41:26Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Okabe_ClarissaPaiva_M.pdf: 2059387 bytes, checksum: 7eca532809c263ddd5b0b3751c823f20 (MD5) Previous issue date: 2006 / Resumo: Campos no Canadá e na Venezuela contendo reservatórios de óleo espumoso apresentaram recuperação primária da ordem de 10 a 15 % maior do que a estimada por simuladores numéricos Black-Oil. Além do alto fator de recuperação, foram observadas outras características não convencionais, como baixa razão gás-óleo e alta manutenção da pressão de reservatório. Esta discrepância entre o fator de recuperação estimado e o real é atribuída ao fato de que os simuladores Black-Oil não descrevem adequadamente o comportamento do gás em óleos espumosos. Nesta pesquisa são descritos e comparados três modelos numéricos de óleo espumoso propostos para o simulador pseudo-composicional CMG Stars. Estes modelos permitem descrever as etapas de evolução do gás, que compreendem desde a nucleação das bolhas de gás, o crescimento das bolhas, até a formação de uma fase conectada de gás, com reações cinéticas. Além disso, admite a presença de diferentes formas de gás ¿ gás em solução, gás preso, gás disperso e gás livre - nas fases gás e óleo. A mobilidade da fase gás é avaliada por uma composição de curvas de permeabilidade relativa ao gás. Com o estudo da influência de alguns parâmetros, algumas características típicas de reservatórios de óleo espumoso são explicadas, como a baixa produção de gás, o escoamento do gás na forma dispersa, a alta saturação crítica de gás e as altas razões de produção de óleo / Abstract: Fields in Canada and Venezuela, which contain foamy oil reservoirs, have exhibited a primary oil recovery on the order of 10 to 15 % greater than the recovery estimated by black-oil simulators. Besides the high oil recovery, other unusual characteristics have been observed, as low gas-oil ratio and high reservoir pressure maintenance. Such discrepancy between estimated and the actual oil recovery factor is attributed to the fact that black-oil simulators do not describe adequately gas behavior in foamy oils. In the present study, three numerical models of foamy oil behavior are described and compared using the pseudo-compositional simulator CMG Stars. These models allow describing the steps of gas evolution, since the nucleation of the gas bubbles, the bubble growing, until its connection to form a free phase, via kinetic reactions. The model admits the presence of different forms of gas ¿ solution gas, entrained gas, dispersed gas and free gas ¿ in the oil and gas phases. The mobility of the gas phase is evaluated by a composition of relative permeability curves. After the study on the influence of some parameters, some typical characteristics of the foamy oil reservoirs are explained, as the low gas production, the dispersed gas flow, the high critical gas saturation and the high oil production rates / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-26T04:25:15Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Goncalves_MaiaraMoreira_M.pdf: 2713085 bytes, checksum: 084d81696889df2f638780ba891370e3 (MD5) Previous issue date: 2014 / Resumo: O desenvolvimento de um sistema marítimo de produção de petróleo corresponde a um conjunto de equipamentos para viabilizar a extração de petróleo e gás, a partir de um reservatório de petróleo. Para uma melhor compreensão do processo, a definição deste sistema de produção pode ser dividida em fases. Fase I corresponde à seleção do número de poços e tipo do poço. Então, seguindo trabalhos anteriores (FRANCO, 2003), na Fase II, o arranjo de poços e a Unidade Estacionária de Produção (UEP) são selecionados. E, na Fase III, a alternativa para o armazenamento e escoamento de óleo e gás produzidos é escolhida. O presente trabalho tem como objetivo identificar os impactos ambientais associados com cada componente de um sistema marítimo de produção de óleo e gás, e quantificar cada um deles por meio de índices. É esperado que esta ferramenta irá apoiar os tomadores de decisão ao selecionarem o sistema que melhor se ajuste a um determinado campo marítimo de petróleo. A crescente necessidade de petróleo na matriz energética do Brasil, concomitante com a preocupação da sociedade em manter o meio ambiente limpo, torna a inclusão de um índice relacionado com o meio ambiente uma importante contribuição para melhorar o processo de seleção e decisão sobre o sistema marítimo de produção e sua inclusão, além dos índices técnicos e tecnológicos geralmente usados em tal processo. Particularmente, será fundamental para a produção de petróleo em condições adversas do cenário pré-sal, que está localizado em lâminas d¿água cada vez mais profundas. A metodologia proposta segue um procedimento semelhante à avaliação dos impactos ambientais através da utilização do Índice de Sensibilidade Ambiental (ISA) e do uso de matriz de impacto (NOAA, 1997; PATIN, 1999; MARIANO; LA ROVERE, 2006). Para a estimativa dos impactos ambientais, foi definido o ISA da área a ser desenvolvida, e foi construída uma matriz de impacto com base nas atividades envolvidas na instalação de plataforma, fase operacional e descomissionamento de uma UEP e os elementos do meio ambiente. Portanto, essa abordagem sistemática e estruturada permitiu incorporar ao processo de seleção do sistema marítimo de produção para um campo de óleo e gás, a seleção da melhor alternativa, que combina as melhores características técnicas e tecnológicas com os melhores aspectos do ambiente / Abstract: The development of an offshore petroleum production system corresponds to define a set of equipment to make possible oil and gas extraction from an underwater petroleum reservoir. To better comprehension of the process, definition of this production system can be divided into phases. Phase I corresponds to the selection of number of wells and type of the well. Then, following the previous work (FRANCO, 2003), in the Phase II, the layout arrangement of wells and the set of the stationary Floating Production Unit (FPU) are selected. And, in the Phase III, storage and offloading alternatives for the produced oil and gas are selected. The present paper aims to identify environmental impacts associated with the each component of an offshore system for oil and gas production, and quantify each of them through indexes. It is expected to support the decision makers to select the best fitted system for a given offshore petroleum field. The increasing needs of petroleum to fulfill the energy matrix demanded in Brazil, the growing concern of the society for keeping the environment clean and the inclusion of an index related to the environment besides the technical and technological indexes usually taken makes it an important contribution to improve the process for selection and decision about the offshore production system. Particularly, it will be fundamental in the adverse condition of the Pre-salt scenario of petroleum production, in ultra-deep water depth and oil and gas with more aggressive contaminants to the system. The proposed methodology follows a similar procedure for the assessment of environmental impacts through the use of environmental sensitivity index (ESI) and the use of impact matrix (NOAA, 1997; PATIN, 1999; MARIANO; LA ROVERE, 2006). For the estimation of environmental impacts, it was defined the ESI of the area to be developed, and it was constructed an impact matrix based on the activities involved in the installation of platform, operational phase and decommissioning of a FPU and the elements from environment. Therefore, this systematic and structured approach allowed incorporating to the process of selection of the offshore production system for an oil and gas field the selection of alternative which combines the best technical and technological characteristics with better aspects from the environment / Mestrado / Explotação / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-22T17:34:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Machado_CintiaGoncalves_M.pdf: 16851986 bytes, checksum: d2b235b62b2caa45fabdb9df65820998 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: A injeção alternada de água e gás (WAG) configura um método mundialmente consagrado de recuperação de petróleo, no qual uma fase aquosa exerce controle de mobilidade e aumenta a área de varrido dos gases injetados no reservatório. O processo de injeção alternada de fluidos imiscíveis gera alterações irreversíveis nas curvas de permeabilidade relativa em função do efeito de histerese. Este efeito é consequente do processo e do histórico de saturações dos fluidos presentes no meio poroso. Sendo os dados de permeabilidade relativa parâmetros essenciais para a predição e gerenciamento da produção de reservatórios de petróleo, mostra-se necessário o conhecimento dos efeitos de histerese para o planejamento de projetos de injeção alternada de água e gás durante o desenvolvimento de campos petrolíferos. Este trabalho consistiu em um estudo laboratorial para investigação do efeito de histerese nas curvas de permeabilidade relativa. Os ensaios foram realizados em regime permanente e utilizou-se Tomografia Computadorizada de Raios-X para a quantificação in situ da variação das saturações dos diferentes fluidos no meio poroso durante os processos de deslocamento no meio poroso. Os deslocamentos consistiram na injeção alternada de salmoura de alta salinidade e nitrogênio em uma rocha calcária de afloramento, análoga aos reservatórios do Pré-Sal, saturada com óleo e água residual. Os principais objetivos foram à avaliação dos efeitos histeréticos nas curvas de permeabilidade relativa e a obtenção de parâmetros a serem utilizados em modelos numéricos para simulação de reservatórios. Efeitos histeréticos foram observados tanto nas curvas de permeabilidade relativa ao gás como nas relativas à salmoura. Estes efeitos foram atribuídos principalmente ao aprisionamento de gás no meio poroso ao longo dos ciclos de injeção. Observou-se também que a saturação residual de óleo se reduziu consideravelmente, ao longo da realização dos ciclos / Abstract: Water-alternating-gas (WAG) injection is a useful configuration for enhanced oil recovery (EOR). WAG consists in the improvement of the mobility control and areal sweep by cyclic injection of gas and water and it has been successfully applied worldwide. Application of WAG to carbonate reservoir has produced non-reversible changes in the permeability curves during the injection cycles in consequence of saturation path and history, which are assigned as permeability hysteresis. Consequently, hysteresis parameters obtained from experimental investigations are often required to adjust hysteresis models and to allow the improvement of the oil recovery prediction. This work reports a laboratorial investigation on relative permeability hysteresis during alternating injection of high salinity brine and nitrogen into an oil saturated carbonate core, analog to the reservoir rocks of Brazilian Pre-salt, under steady-state conditions. X-Ray Computed Tomography (CT) was applied to obtain a multiphasic quantitative analysis of the fluid in-situ saturations in the porous media. Main targets were to evaluate the permeability hysteresis and to assess the parameters to be applied in models of relative permeability hysteresis for numerical simulation. Hysteresis effects on the relative permeability curves were observed in each cycle. Permeability hysteresis was mainly attributed to gas trapping in the porous media during the injection cycles. In addition, the oil residual saturation was decreased along the successive cycles / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestra em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Denis José Schiozer, Célio Maschio / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências / Made available in DSpace on 2018-08-23T20:38:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Davolio_Alessandra_D.pdf: 20299340 bytes, checksum: 39bd0e5f79603d95c1cb4c74b2616103 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: O foco deste trabalho é usar dados de engenharia de reservatórios gerados através da simulação de fluxos para melhorar a interpretação quantitativa da sísmica 4D. A ideia é usar os conhecimentos de engenharia para minimizar possíveis informações incorretas geradas pela sísmica 4D, antes de usá-la para atualizar modelos de simulação de reservatórios em um procedimento de ajuste de histórico. Neste trabalho a integração entre estes dois conjuntos de dados é feita no domínio da pressão e saturação. Dessa forma, a primeira parte do trabalho apresenta uma metodologia para estimar variações de pressão e saturação a partir da sísmica 4D através de um procedimento de inversão petro-elástica. Este procedimento pode ser visto como uma ferramenta para aplicar a metodologia de integração da segunda parte, que é uma das principais contribuições deste trabalho. A metodologia de integração usa múltiplos modelos de simulação para restringir a estimativa de pressão e saturação a partir da sísmica 4D. Como resultado, observaram-se mapas menos ruidosos que permitem, portanto, uma melhor interpretação das variações ocorridas no reservatório. Seguindo a sequencia tradicional de trabalho, o mapa de saturação estimado foi então usado como dado de entrada em um processo de ajuste de histórico apresentado na terceira parte da tese. Foi mostrado que o procedimento de ajuste gera melhores resultados quando o dado de entrada, neste caso mapa de saturação, respeita o balanço de massa, o que não acontecia para os dados considerados. Assim, uma metodologia para calibrar o volume de água injetada associado ao mapa de saturação gerado pela sísmica 4D é apresentada na última parte do trabalho, que é outra contribuição importante a se destacar. Para melhor controlar os resultados de todas as metodologias aqui apresentadas foram usados dados sintéticos em todo o trabalho. Embora resultados satisfatórios tenham sido observados para este conjunto de dados, é importante destacar que as principais contribuições deste trabalho não são apenas os resultados observados, mas as metodologias propostas, que apresentam uma perspectiva inovadora para integração entre dados de sísmica 4D e engenharia de reservatórios / Abstract: The focus of this work is to use reservoir engineering data from numerical flow simulation to improve the quantitative interpretation of 4D seismic signals. The idea is to use engineering knowledge to minimize possible incorrect information provided by 4D seismic before using it to update reservoir simulation models in a history matching procedure. In this work the integration between the two dataset is done in the pressure and saturation domain. So, the first part of the work presents a methodology to estimate pressure and saturation changes from 4D seismic through a petro-elastic inversion procedure. This procedure can be seen as a tool to apply the integration methodology of the second part which is one of the main contributions of this work. The integration methodology uses multiple simulation models to constrain the estimation of pressure and saturation from 4D seismic. As a result, less noisy maps were obtained, allowing a better interpretation of the reservoir changes. Following the traditional sequence, the estimated saturation map is then used as input to the history matching process presented in the third part of the work. It was shown that the history matching procedure provides better results if the input data, in this case the saturation map, respects the expected mass balance, which was not the case for the dataset considered. Thus, a methodology to calibrate the volume of injected water associated to the saturation map provided by 4D seismic is presented in the last part of the work, which is another important contribution to be highlighted. To better control the results of all the methodologies here presented, a synthetic dataset was used in the entire work. Although satisfactory results were observed for this dataset, it is important to highlight that the main contributions of this work are not only the results, but the methodologies proposed, that present an innovative perspective for 4D seismic and reservoir engineering data integration / Doutorado / Reservatórios e Gestão / Doutora em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: José Roberto Nunhez, Everton Moraes Matos / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Química / Made available in DSpace on 2018-08-21T22:56:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Fontoura_DienerVolpinRibeiro_D.pdf: 11658919 bytes, checksum: 6a2be1fd48301240f5f4b18c84757db1 (MD5) Previous issue date: 2013 / Resumo: O escoamento de fluidos é, sem dúvida, de grande importância na indústria, especialmente no transporte de fluidos entre as unidades de operação. Sistemas multifásicos são bastante comuns, e em muitos casos, também ocorrem processos de transferência de massa e energia, como é o caso dos fornos de pré-aquecimento na indústria petroquímica. O escoamento gás-líquido nessas linhas é muitas vezes complexos, pois durante a vaporização da carga ocorre também o craqueamento térmico do petróleo. É comum nestas operações a formação de coque no interior do tubo, o que é muito indesejável. Para entender as condições nas quais esta formação de coque é minimizada, ou aumentada, foi proposto um modelo uidodinâmico computacional para simular o escoamento bifásico gás - liquido do petróleo no interior desses tubos. O modelo foi implementado na plataforma OpenFOAM, ao qual foram acrescidas novas rotinas para a estimativa das temperaturas e concentrações através das equações de conservação de massa e energia. O modelo k - epsilon foi utilizado para descrever a turbulência e dois modelos de vaporização foram utilizado para caracterizar a mudança de fase. Uma formulação não conservativa foi adotada na escrita das equações do modelo para maior estabilidade numérica em altas frações volumétricas. Foi também implementada uma rede cinética dependente da temperatura para descrever o craqueamento térmico. Através do modelo foi possível simular o escoamento tridimensional de petróleo no interior de um tubo com as dimensões da planta obtendo como resultado os perfis de velocidades, temperaturas e concentrações das fases líquida e gasosa / Abstract: Fluid flow is of great importance in the industry, especially for its transport between the operating units. Multiphase systems are very frequent. In many cases, mass and energy transfer processes, such as the case of preheating furnaces in petrochemical industry, are also observed. The gas-liquid flow in these lines is often complex, because during the vaporization of the charge it also occurs the petroleum thermal cracking. It is common in these operations the very undesirable formation of coke inside the tube. With the aim of understanding under which conditions the formation of coke is minimized or increased it was proposed a computational fluid dynamic model for simulating the petroleum gas-liquid two-phase flow inside of these tubes. The model was implemented on the OpenFOAM software, to which new routines for the calculation of temperatures and concentrations using the equations of conservation of mass and energy were added. The model k - epsilon was used to describe the turbulence and two vaporization models were used to characterize the phase change. A non-conservative formulation was adopted for describing the equations of the model in order to obtain numerical stability at high volumetric fractions. It was also implemented a temperature dependent kinetic net to describe the thermal cracking. With this model it was possible to simulate the three-dimensional flow of petroleum inside a tube with real industrial dimensions as a result of the gas and liquid phase's profiles of velocities, temperatures and concentrations / Doutorado / Desenvolvimento de Processos Químicos / Doutor em Engenharia Química

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-04T17:38:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Magalhaes_TassoCordeiroBenevidesde_M.pdf: 3378169 bytes, checksum: 1fce57c554e09b19fe2b8796625d7f8b (MD5) Previous issue date: 2005 / Resumo: Estratégias de produção para campos petrolíferos são escolhidas com o objetivo de obter o melhor desempenho possível dos reservatórios, considerando restrições físicas, operacionais e econômicas. Em vários trabalhos publicados sobre otimização das estratégias de produção considera-se apenas o reservatório, simplificando o processo de definição por não considerar as restrições operacionais das facilidades de produção. Entretanto, as restrições da unidade de processamento e dos equipamentos necessários para o escoamento do petróleo, não só influenciam a produtividade do reservatório e o retorno financeiro do empreendimento, como também podem causar impacto significativo na definição da estratégia de drenagem, influenciando a quantidade e localização de poços produtores e injetores e no gerenciamento das condições de operação. No presente trabalho, duas restrições operacionais são analisadas: a limitação da capacidade de tratamento de líquidos da unidade de produção e a quantidade gás no sistema de elevação, gas-lift. Foram otimizadas estratégias de produção com e sem tais restrições para alguns casos e várias diferenças puderam ser observadas nos valores de indicadores técnicos e financeiros, como valor presente líquido, produção e injeção de fluidos e a quantidade e posicionamento de poços produtores e injetores. Foi possível demonstrar a influência das restrições operacionais e que se as mesmas não forem incluídas no processo de otimização antes da definição da quantidade e posição dos poços, o desempenho do campo pode ser prejudicado / Abstract: Production strategies for petroleum fields are chosen with the objective of achieving the best possible performance of the reservoir, considering physical, operational and economical constraints. In many published papers regarding production strategy optimization, only the reservoir is considered, simplifying the analysis process by not considering the operational constraints of production facilities. However, the restrictions of a production unit and the necessary equipments to guarantee the flow of petroleum not only have influence on the reservoir production and on the enterprise profits, but can also cause significant impact on the definition of the drainage strategy, influencing the number and location of producer and injector wells and the operational conditions management. In this work, two operational constraints are analyzed: the limitation of the capacity for liquid treatment and the amount of available gas for gas-lift operation. Production strategies were optimized with and without these restrictions for some case-studies and many differences were noted in the value of technical and financial indicators, such as the net present value, the production and injection of fluids and the number and location of producer and injector wells. It was possible to demonstrate the influence of operational constraints and how their exclusion from the optimization process, before definition of the number and location of wells, can lead to a wrong assessment of the field performance / Mestrado / Reservatórios e Gestão / Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

[pt] Esta dissertação de mestrado tem como objetivo compartilhar os resultados de uma investigação sobre as implicações estratégicas das alianças e redes de relacionamento estabelecidas no setor de downstream, área de distribuição de combustíveis, no Brasil, um dos que apresenta maior faturamento e que mais arrecada impostos no país. Primeiro, apresentamos fundamentos teóricos pertinentes à pesquisa sobre alianças e redes estratégicas, inclusive tipologias de alianças, além das teorias sobre a capacidade destas em alavancar as oportunidades e neutralizar as ameaças no nível da indústria. Além disso, foram considerados modelos conceituais e outras ferramentas para conduzir análises estratégicas pela ótica relacional, ou seja, no que se refere às alianças e redes formadas por estas. Em seguida, de acordo com a metodologia de estudo de caso de Yin, adotamos a estratégia de triangulação dos métodos. Assim, dados foram coletados por meio de investigação documental, levantamento de percepções do tipo survey e, em alguns casos, observação participativa. Com os resultados obtidos no âmbito do estudo de casos múltiplos, evidenciamos que a análise na ótica relacional, que leva em conta as implicações estratégicas das redes nas quais as empresas atuam, agrega valor às análises tradicionais, contribuindo com novos insights para a tomada de decisão estratégica dessas empresas. / [en] This master`s dissertation has the objective of sharing the results of an investigation about the strategic implications of alliances and relationship networks established in the downstream sector, fuel distribution area, in Brazil, which earns the highest revenues and pays the highest taxes. First, we present theoretical issues pertinent to the research on alliances and strategic networks, including alliances typologies, in addition to theories on the capacities of these alliances to leverage opportunities and neutralize industry level threats. Besides that, it was considered conceptual models and other tools to conduct strategic analysis through the relational view, that is, related to the alliances and networks constituted by these. Following that, in accordance with Yin`s case study methodology, a strategic triangulation of methods was adopted. Therefore, data was collected through documental investigation, surveys of management perception and, in some cases, participative observation. With the results attained in the ambit of multiple case-studies, it was evidenced that the relational view, that is the one which takes into account strategic implications from the networks, adds value to traditional analysis, contributing with new insights on the strategic decision making of these companies.

[pt] Com o cenário mundial da indústria de energia se tornando cada vez mais competitivo e conturbado, principalmente nos segmentos de petróleo e gás natural, o estabelecimento de alianças e redes estratégicas tornou-se uma porta de entrada para novos mercados e uma maneira de diversificação de portfólios e maximização da capacidade e do desempenho das empresas. O propósito desta dissertação é avaliar os impactos das redes e alianças na gestão estratégica da Área de Negócios Internacional da Petrobras-ANI, levando em conta o atual cenário econômico e as novas perspectivas do setor petrolífero mundial, após a Lei do petróleo brasileira nº 9.478 (1997) que desregulamentou o mercado petrolífero nacional e impulsionou a Petrobras a buscar de novos mercados no exterior. O estudo teve como foco a Petrobras, maior empresa do Brasil e décima segunda no ranking da indústria mundial de petróleo, devido ao seu processo de internacionalização e ao desafio de sustentar sua vantagem competitiva na esfera nacional por meio de alianças estratégica. Para o levantamento dos dados, a pesquisa utilizou-se de uma ampla base de dados pública, proveniente de órgãos reguladores, periódicos, sítios eletrônicos específicos do setor de energia, principalmente, o da própria Petrobras. Além desta investigação documental, o estudo também se baseou nas percepções dos principais executivos da ANI, que foram levantadas por meio de um levantamento cujo instrumento principal foi um questionário predominantemente estruturado. Para analisar as implicações estratégicas da atuação da Petrobras-ANI em redes e alianças, o presente estudo adotou um ferramental analítico desenvolvido por Macedo-Soares que inclui um arcabouço conceitual, listas de referência e uma metodologia de análise estratégica na perspectiva relacional, ou seja, pertinente aos relacionamentos da empresa e às redes formadas por estes. / [en] As the world energy scenario becomes more competitive and turbulent, especially in the case of the oil and gas industry, strategic alliances and networks have been increasingly established to enter new markets, diversify firm portfolio and maximize company`s capacity and performance. The objective of this dissertation is to evaluate the strategic implications of alliances and networks in the case of the International Unit of Petrobras, considering the current economic scenario and new perspectives for the world industry of oil and gas, after the institution of the Law 9.478 (1997) in Brazil, that opened the national oil and gas market and forced Petrobras into international markets. This study focuses on Petrobras, the largest Brazilian company and ranked 12nd among firms in the international energy industry, in greater part because of its internationalization process and desire to sustain its national competitive advantage, by way of strategic alliances. Data for the study was collected making use of a large public database from fiscal entities, daily newsletters and websites, especially from Petrobras. In addition to documental research and with the help of a semi-structured questionnaire, a survey helped collect data regarding the perceptions of Petrobras-ANI`s main executives` on the importance of alliances and networks for Petrobras-ANI`s strategy. The analysis of the strategic implications of Petrobras-ANI`s association in alliances for its businesses was conducted with the help of a set of analytical tools developed by Macedo-Soares to carry out strategic analysis from a relational perspective, i.e., taking into account firm relationships and the networks formed by these.

[pt] O Golfo Pérsico é responsável por aproximadamente trinta por cento da produção mundial de petróleo e detém mais da metade das reservas petrolíferas mundiais. A concentração geográfica do principal recurso enérgico, que alimenta o atual padrão tecnológico mundial, eleva essa região a um ponto de passagem obrigatório nas opções de geopolítica de todos os países do Sistema Internacional. O Golfo Pérsico é uma região de grande instabilidade política, e em menos de trinta anos, enfrentou três guerras internacionais: nos anos oitenta a Guerra Irã- Iraque, nos anos noventa a Guerra do Golfo e, mais recentemente a Invasão Americana ao Iraque. Tais conflitos foram marcados pelo uso, ou pela ameaça de uso, de armas de destruição em massa, e pelas perdas de um contingente imenso das populações dos países em conflito. Esta dissertação analisa a participação americana nestes três conflitos, tomando como referenciais conceitos de geopolítica, uma vez que a especificidade da região exige a retomada dessa disciplina que anda esquecida nas análises internacionais. A geopolítica procura enfatizar o impacto da geografia sobre a política; desta forma, a presença do petróleo no território do Golfo Pérsico, entendido como o Coração Energético Mundial, vai influir decisivamente nas suas relações com os outros Estados do Sistema Internacional. Este estudo analisa as opções de geopolítica dos EUA para a região durante os três conflitos, uma vez que assegurar o acesso às fontes de suprimento energético do Golfo Pérsico é um interesse nacional vital americano. / [en] The Persian Gulf produces about thirty per cent of the world's oil, while holding more than a half of the world's crude oil reserves. The geographical concentration of the most important energy resource that holds the world's contemporary technological standard, puts this region in a very important place for the geopolitical options for all countries in the International System. However, the Persian Gulf is a political unstable region in the world, in less than thirty years was involved in three international wars: in the eighties The Iran-Iraq War, in the nineties The Gulf War and recently The American Invasion of Iraq. These conflicts were known by the use or by the threat of use weapons of mass destruction (WMD), and by the heavy casualties in the countries involved in the war. This dissertation analyses the American participation in these three conflicts taking as referential geopolitical concepts, once the specificity of the region demands the rebirth of this discipline that was so often forgotten in the international analyses. The geopolitics emphasize the geographical impact over politics, so the oil reserves in the territory of the Persian Gulf, the energy heartland, will influence the relationship with the others States in the International System. This study examines the American geopolitical options for the region, once a secure access to Persian Gulf is America's national vital interest.

[pt] Esta dissertação apresenta um estudo sobre a Logística de Distribuição de Derivados de Petróleo, com o desenvolvimento de um modelo matemático para a determinação do custo logístico de distribuição de estoques estratégicos de combustíveis no Brasil. Este modelo não se propõe a determinar o custo ótimo de distribuição e sim estabelecer uma distribuição racional dos estoques estratégicos de combustíveis, com base na malha real de distribuição. Para o desenvolvimento do modelo, primeiramente foi realizado um diagnóstico da distribuição nacional de derivados energéticos de petróleo, mais especificamente gasolina, diesel, querosene de aviação, óleo combustível e gás liquefeito de petróleo. Para cada um desses produtos determinou-se a malha de distribuição, com os fluxos de produtos entre refinarias e terminais até as bases de combustíveis secundárias, com seus respectivos modais. Em uma segunda etapa foi construída uma base de dados georreferenciada no software TransCAD, com os dados levantados e diagnosticados anteriormente. Este sistema de informação geográfica serviu como suporte para análises logísticas e como facilitador na visualização e entendimento dos resultados. Os resultados dos custos logísticos de distribuição são mostrados por produto, para evidenciar o caráter diferenciado da distribuição de cada derivado. / [en] This master thesis presents a study about the petroleum products distribution system, with the development of a mathematical model for the determination of the logistic costs of strategic oil stocks in Brazil. This model doesn't intend to determine the minimum distribution cost , but establishes a rational distribution of the strategic oil stocks, based in the real distribution network. For the development of the model, firstly a diagnosis of the national distribution was accomplished, more specifically gasoline, diesel, aviation kerosene, combustible oil and liquefied gas of petroleum. For each one of those products, the distribution network was determined, with the flows of products among refineries and terminals until the secondary bases of fuels, with its respective transportation modals. In a second stage, a geographical database was built in the software TransCAD, with all available data . This geographical information system was a support tool for logistic analyses, visualization and better understanding of the results. The results of the total distribution costs are presented by product, to evidence the differentiated character of the distribution of each product.