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Orientador: Celso Kazuyuki Morooka Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: Nos últimos anos, o descomissionamento dos sistemas de produção offshore vem progressivamente ganhando importância no planejamento industrial e governamental. Embora vários trabalhos publicados avaliem algumas técnicas e os potenciais problemas e riscos relacionados ao final da vida produtiva desses sistemas, as operações de descomissionamento são relativamente inovadoras, principalmente nos campos brasileiros, pois só agora a indústria nacional está começando a lidar com o final da vida produtiva de seus campos de exploração e produção de petróleo e gás. Primeiramente, esta dissertação compreende uma revisão sobre a experiência internacional sobre o processo de descomissionamento baseada, principalmente, nas regiões do Mar do Norte (Reino Unido e Noruega) e Golfo do México (EUA). Após, apresenta qual seria a metodologia para se obter a 'Melhor Opção Factível para o Descomissionamento'. Na seqüência, são apresentadas as principais etapas do processo de descomissionamento, descrevendo-as. Finalmente, são discutidas algumas inferências sobre aspectos ambientais e econômicos envolvidos no processo de descomissionamento. Em suma, a principal intenção desta dissertação é motivar um amplo debate das questões tratadas e, também apresentar algumas das novas tendências em relação ao descomissionamento de instalações offshore Abstract: Decommissioning offshore installations have been progressively increasing the concern of the industry, government and other stakeholders through the last years. Although several works published address to some techniques and to potential problems and risks related to cessation of the productive life of these systems, its decommissioning operations are in some extent an innovative issue. This is especially true in Brazilian's fields, since national industry is just beginning to deal with the end of productive life of its exploration and production petroleum and gas fields. Firstly, the present dissertation comprehends a review of decommissioning offshore international experience mainly based on European (UK and Norway) and North American (Gulf of Mexico) scenarios. Then, it presents which may be the methodology to achieve the 'Best Practicable Decommissioning Option. Following, the paper references to the main stages of decommissioning process, describes them. Finally, it is discussed some inferences about environmental and economics aspects involved in decommissioning process. To sum up, the main ambition of this dissertation is to stimulate debate about the pertinent issues as well illustrate some of the new trends concerning decommissioning offshore installations Mestrado Exploração Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Saul Barisnik Suslick Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias Resumo: Esta tese apresenta um estudo da viabilidade técnica e econômica da Recuperação Avançada de Óleo (EOR) em um pequeno projeto localizado em um campo maduro no Brasil. O estudo considera duas motivações importantes e complementares: (1) a recuperação avançada de óleo por meio da injeção de CO2 - o gás desloca o óleo residual deixado no local após a produção primária e injeção secundária de água (waterflooding); (2) o armazenamento deste gás no reservatório de óleo e, conseqüente contribuição para a mitigação de emissões de CO2. Os aspectos físicos deste projeto são descritos e um modelo de simulação dinâmica foi desenvolvido para modelar o comportamento do sistema seqüestro de CO2 - EOR ao longo do tempo. Este modelo leva em conta os requisitos de energia para todo o processo de seqüestro de CO2 e suas respectivas emissões inerentes ao processo. Adicionalmente, uma metodologia é proposta para estimar os principais determinantes financeiros do projeto de seqüestro de CO2 (custos de compra do CO2, compressão, transporte e armazenamento) por meio de EOR. A avaliação do projeto é derivada de um modelo de fluxo de caixa, levando-se em conta o perfil de produção do reservatório, preço, custos de capital (CAPEX), custos operacionais (OPEX), créditos de CO2, depreciação, premissas fiscais etc. Um estudo de análise de sensibilidade é realizado para identificar as variáveis mais críticas. A viabilidade econômica do projeto, como esperado, é muito sensível ao preço do óleo, produção de óleo e CAPEX. Além disso, há a contribuição para a mitigação do gás de efeito estufa (GEE), armazenando uma quantidade significativa de CO2 no reservatório onde pode permanecer por milhares de anos. Abstract: This thesis presents a technical and economic feasibility study for CO2 EOR in a small project located in a mature oilfield in Brazil. The present study considers two important and complementary motivations: (1) EOR - CO2 displaces residual oil left in place after primary production and secondary water flooding; (2) storage of this gas in the oil reservoir and hence, contributing to mitigate CO2 emissions. The physical aspects of this project are described and a dynamic simulation model has been developed in order to model the behavior of the CO2 Sequestration - EOR system and its emissions due to the process over time. This model takes into account the energy requirements for the whole CO2 sequestration process. Additionally, a breakdown cost methodology is proposed in order to estimate the main financial determinants of the integrated EOR with CO2 sequestration (costs of CO2 purchase, compression, transportation and storage). Project evaluation is derived from a cash flow model, regarding reservoir production profile, price and costs, capital expenditures (CAPEX), operating expenditures (OPEX), carbon credits, depreciation time, fiscal assumptions etc. A sensitivity analysis study is carried out in order to identify the most critical variables. Project feasibility, as expected, is found to be very sensitive to oil price, oil production, and CAPEX. Moreover, there is the contribution from the mitigation of the Green House Gas (GHG) by storing a significant amount of CO2 in the reservoir where it can remain for thousands of years. Doutorado Reservatórios e Gestão Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientador: Denis Jose Schiozer Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica e Instituto de Geociencias Resumo: O risco é inerente às várias fases da vida de um campo de petróleo, devido às incertezas, geológicas, econômicas e tecnológicas que influenciam o valor de um projeto. A aquisição de informações e a adição de flexibilidade na implantação de um projeto são os principais processos que permitem a mitigação dos riscos associados. O conceito de Valor da Informação (VDI) permite medir quantitativamente os benefícios resultantes da aquisição adicional de dados, que permite definir o projeto de desenvolvimento com mais precisão, podendo trazer modificações significativas em relação à concepção inicial (projeto conceitual). O conceito de Valor de Flexibilização (VDF) permite medir os benefícios de adicionar flexibilidade, por exemplo, no cronograma de implantação de um projeto, com o objetivo de possibilitar um melhor gerenciamento de reservatórios frente aos possíveis cenários. Os conceitos de VDI e VDF são usados neste trabalho para determinar o valor de adquirir novas informações para o projeto, considerando um atraso no cronograma causado pela flexibilização do momento de definição e aprovação do projeto básico. Uma técnica baseada nos Modelos Geológicos Representativos (MOR} e nas árvores de decisão é aplicada no processo de análise de decisão. Os resultados deste trabalho mostram que a metodologia proposta neste trabalho é aplicável em modelos de grande porte. Outras conclusões são que a relevância da aquisição de informações aumenta em cenários de preço de óleo mais baixo e que é importante analisar a redução de risco como variável adicional ao retomo financeiro no processo de decisão como o analisado neste trabalho Abstract: The risk is inherent to several phases of a petroleum field development due to geological, economic and technological uncertainties, which influence the value of a project. The acquisition, of additional information and flexibility in the implementation, of a project are the main processes, which permit risk mitigation. The concept of Value of Information (VoI) permits to measure quantitatively the benefits of the new information that yield more accuracy in the definition of the development project and it can bring important modifications in comparison with the initial conception of the project. The concept of Value of Flexibility (VoF) allows measuring the benefits of flexibility in the implementation of a project yielding better reservoir management. The concepts of VoI and VoF are used in this work to determine the value of new information in a project, considering a delay in the schedule caused by the flexibility in the moment of definition and approval of the final project. A decision tree technique, associated to Geological Representative Models (GRM), is applied in the process of the quantification of the value of information and flexibility. Based on the results of this work, it is possible to conclude that: the methodology is useful for large fields; the relevance of information acquisition increases in low prices scenarios and; if is important to analyze risk mitigation in addition to financial gain in decision making processes like the one studied in this work Mestrado Engenharia de Petróleo Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Orientadores: Celso Pinto Ferraz, Antonio Celso F. de Arruda Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: Os cenários podem ser definidos como um conjunto consistente de fatores, que definem de uma forma probabilística um conjunto de condições futuras que podem ocorrer. Assim, a partir de uma visão da economia e da geopolítica mundial e nacional podem ser elaboradas as características do futuro e inserir a indústria petrolífera nele. Nesta dissertação pretende-se utilizar cenários qualitativos, para demonstrar a viabilidade da sua utilização na focalização do planejamento da área de perfuração de uma empresa petrolífera verticalizada.Descreve-se, então, as características de prováveis cenários mundiais e nacionais, o possível comportamento da indústria em cada um deles, as tendências da atividade de perfuração, que devido ao rápido desenvolvimento tecnológico vem sofrendo grandes transformações tanto na área tecnológica como na de recursos humanos, as características prospectivas e, finalmente, os efeitos que as diferentes situações deverão ter na forma de organização e atuação da atividade de perfuração. Com isso espera-se que sejam motivados novos esforços no sentido de melhor formalizar as relações entre as variáveis envolvidas, de tal forma a permitir sua utilização no planejamento dessa atividades Abstract: Scenarios may be defined as a consistent set of factors, which characterize in a probabilistic way a collection of future altematives. Starting with an economic and geopolitical view of the future, feaatures of the future in which the petroleum industry may be inserted can be constructed. In this wwork qualitative scenarios will be simulated, and their utilization to predict Mure events in a verticalized petroleum company can be demonstrated. Such characteristics of the probable world and national scenarios, the probable conduct of industry in each one, prospective characteristics and trends, which suffer at the present moment great transformations due to the rapid technological development, are used in the development of this job Mestrado Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Armando Zaupa Remacre Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica Resumo: A quantificação das heterogeneidades dos meios porosos e sua consideração nos modelos de simulação numérica tem sido o maior desafio da engenharia de reservatórios. Na década de 80, as técnicas geoestatísticas contribuíram significativamente para uma boa descrição dos reservatórios, possibilitando gerar distribuições detalhadas das propriedades fisicas que honrem os dados disponiveis, as funções estatísticas e o vario grama. o atual estado da arte da simulação de reservatórios permite levar em consideração heterogeneidades a escalas menores do que o espaçamento entre poços. A modelagem probabilística é usada para tirar proveito desta capacidade, quantificando ainda o grau de incerteza devido a falta de dados. Múltiplos modelos equiprováveis a priori são gerados, os quais têm variabilidade semelhante à real. Cada modelo é quantificado através da simulação numérica gerando-se uma curva de probabilidades a partir dos resultados obtidos. A aplicabilidade desta técnica em casos reais ainda não foi convenientemente estudada. Dois problemas principais se apresentam: o tempo computacional requerido e a existência de histórico de produção. O campo de Namorado (Bacia de Campos, Brasil), com sua complexidade geológica e longo histórico de produção (11 anos), foi modelado estocasticamente e os resultados comparados, mostrando grandes variações entre si. Maneiras de como se atingir o ajuste do histórico mais rapidamente são discutidas Abstract: The task of quantifying the porous media heterogeneity and its consideration in the numerical simulation models have been the major challenge for the reservoir engineer. During the past decade, the reservoir characterization experienced a great development due to the introduction of the geostatistical techniques, which made possible to obtain detailed distributions of the physical properties. These distributions can honor the available data, some statistical functions (like the histogram) and the variogram of the reservoir. The current state of the art of reservoir simulation allows taking into consideration the heterogeneities at scales fineI' than the well spacing. Probabilistc modelling is used to take advantage of this capacity and still quantify the uncertainty due to the lack of information. Multiple equiprobable models, which adress the actual variability of physical properties, can be generated through conditional simulation. Each mo deI is quantified by the use of numerical simulation and a probability curve is constructed from the resultes obtained. The applicability of this technique in real cases has not been properly studied yet. Two major problems arise: the computer time required and the existence of production history. The Namorado field (Campos Basin, Brazil), with its geological complexity and long production history (11 years), was stochastically modelled and the various results compared, showing great difference. Ways to achieve the history match more quickly are discussed. Mestrado Mestre em Engenharia de Petróleo