Neste trabalho, algumas caracterizações químicas foram realizadas em arenitos asfálticos da região de Piracicaba-SP, Formação Piramboia da Bacia do Paraná, para verificar seu potencial de produção de óleo. Para isso, as amostras obtidas da região foram submetidas a avaliação por termogravimetria, teor de umidade, teor de cinzas, teor de material orgânico por extração, pirólise, análise elementar e fracionamento em coluna. Por TGA observou-se que a 500 C praticamente todo material orgânico presente sofreu pirólise. A extração colaborou para se obter a classificação das amostras quanto ao teor de material orgânico, apresentando entre 4 e 13%, sendo que pelos teores encontrados a amostra AM06 é considerada de alto potencial produtivo, as amostras AM05, AM08 e AM09 são de médio, as amostras AM01, AM02, AM03 e AM07 possuem baixo, mas ainda atrativo, e a AM04 não possui atratividade. Pela avaliação elementar, a relação H/C e O/C dos extratos evidenciaram que algumas amostras estão no processo final da diagênese e outras no início da catagênese, indicando que elas estão no processo inicial de maturação. A avaliação cromatográfica dos extratos revelou que houve perdas de óleo por intemperismo restando majoritariamente compostos de alto peso molecular. O fracionamento permitiu verificar que as amostras AM01, AM06 e AM09 possuem maior quantidade de hidrocarbonetos livres e as amostras AM06 e AM07 e AM09 apresentaram maior teor de óleo. O procedimento de pirólise evidenciou que as amostras AM01, AM05, AM06 e AM09 apresentam maior potencial de geração de óleo, sendo que a faixa encontrada de óleo pirolítico ficou entre 2 e 8%, e através de avaliação por CGAR e CGAR-EM observou-se que ela promove a liberação de quantidades consideráveis de substâncias mais leves do que quando comparados aos extratos obtidos diretamente nas amostras originais. Além de produzir uma série homóloga de hidrocarbonetos parafínicos e olefínicos. A comparação dos produtos de pirólise dos arenitos com os produtos de pirólise de um resíduo de vácuo por CGAR-EM permitiu observar que existe similaridade entre suas composições, onde o processo de pirólise do resíduo de vácuo gera uma série homóloga de hidrocarbonetos entre C10 a C32, similar aos produtos de pirólise da amostra AM09, porém com menor variedade de tipos de hidrocarbonetos. A pré-avaliação da co-pirólise dos arenitos com resíduos plásticos indicou que é possível aumentar a geração de líquidos, porém é necessário mais estudo para afirmações inequívocas. Com base nos resultados das avaliações realizadas podemos concluir que a região apresenta na sua maioria potencial interessante para produção de óleo utilizando pirólise / In this work, some chemical characterizations were held on tar sands in the region of Piracicaba-SP, the South American Piramboia Formation from Paraná basin, to check its oil production potential. For this purpose, samples obtained in the region have undergone through evaluation by thermogravimetry, moisture content, ash content, content of organic material using extraction, pyrolysis process, elemental analysis and fractionation on open chromatography column. By TGA was noted that 500 C almost all-organic material present suffered pyrolysis. Extraction procedure collaborated to achieve the classification of samples regarding the content of organic material, from 4 to 13%, and by levels found at the sample AM06 is considered of high productive potential, the samples AM05, AM08 and AM09 have medium potential, the samples AM01, AM02, AM03 and AM07 have low potential, but still attractive, and the AM04 does not have any potential. By evaluating the atomic relationship between H/C and O/C of the extracts was possible to build up the Van Krevelen diagram and see that some samples are in the final process of diagenesis and other early catagenesis, indicating that they are in the early maturation process. Chromatographic evaluation of the extracts revealed that there were losses of oil by weathering process because it remains mostly high molecular weight compounds on the rocks. The fractionation has shown that samples AM01, AM06 and AM09 have higher free hydrocarbon amount and samples AM06, AM07 and AM09 presented a higher level of oil content. The pyrolysis procedure showed that the samples AM01, AM05, AM06 and AM09 presented greater oil generation potential, pyrolytic oil released from 2 to 8%, and through their evaluation by HRGC and HRGC-MS it was observed that it promotes the release of significant quantities of substances that are lighter than related to the extracts obtained directly in the original samples. In addition, it also promotes a production of homologous series of paraffinic and olefinic hydrocarbons. Comparison of pyrolysis products of sandstones with pyrolysis products of vacuum residue by HRGC-MS allowed to observe that there is similarity between their compositions, which pyrolysis process of vacuum residue generates a homologous series of hydrocarbons between C10 the C32, similar to AM09s pyrolysis products, however with minor variety of types of hydrocarbons. The pre-evaluation of co-pyrolysis of sandstones with plastic waste has indicated that it is possible to increase the liquid generation, but more study is needed for clear statements. Based on the results of the evaluations it can be concluded that the region has an interesting potential for producing oil using pyrolysis process

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:01:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1 KatiaRS_TESE.pdf: 3330352 bytes, checksum: a77bcf257b8b71b30d6dadf0de0d7fd4 (MD5) Previous issue date: 2012-03-30 / Conselho Nacional de Desenvolvimento Cient?fico e Tecnol?gico / Among the waste generated in the petrochemical industry water associated with oil production is the most important. It is considered one of the great challenges due to the presence of considered toxic chemicals present in this composition. The presence of these substances difficult to reuse the water associated with the enhanced recovery processes, so that prior to their reuse or disposal, treatment is necessary. This paper aimed to study the removal efficiency of chemical species: Ba2+, Ni2+, Cd2+, Cu2+, Cr3+, Sr2+ and Zn2+, present in the composition of the water associated with oil production by electrocoagulation. The evaluation of removal of these chemical species was performed by laboratory tests using electrochemical batch reactors and continuous flow. Initial tests were performed with electrocoagulation of synthetic wastewater in batch reactor using iron electrode. Results of removal of Zn2+ and Ni2+ were 78 % and 59 % respectively. While the percentage of removed Ba2+ was 19 % by 30 minutes of treatment and by applying current of 1.10 A. The tests were performed on effluent batch reactor applying the electrochemical technique with stainless steel electrodes 304, the objective was to remove part of the dispersed oil and also of organic compounds in the effluent. Under the experimental conditions used, the maximum result was obtained TOG was 60 % and TOC was approximately 50 % compared to the initial concentration. In the experiments carried out in continuous reactor, with effluent semisynthetic, have been used electrodes of iron and aluminum and the results were 100 % removal of Cd2+, Cu2+, Cr3+ and Zn2+ and 77 % of Sr2+. These percentages were only attainable through the use of the iron electrode. However, when the electrode was replaced by aluminum, there was a reduction in the percentage of removal to 65 %, using the same flow rate and current. Therefore according to the results obtained using the iron electrode was more effective in removing these metals and the conditions of lower current and lower flow rate was satisfactory, as observed in the experimental design adopted / Dentre os res?duos gerados na ind?stria petroqu?mica a ?gua associada ? produ??o de petr?leo ? a mais importante. Ela ? considerada um dos grandes desafios devido ? presen?a de subst?ncias qu?micas consideradas t?xicas presente na sua composi??o. A presen?a dessas subst?ncias dificulta a reutiliza??o da ?gua associada nos processos de recupera??o avan?ada, fazendo com que antes da sua reutiliza??o ou descarte, seja necess?rio seu tratamento. Este trabalho teve como objetivo o estudo da efici?ncia de remo??o das esp?cies qu?micas: Ba2+, Ni2+, Cd2+, Cu2+, Cr3+, Sr2+e Zn2+, presentes na composi??o da ?gua associada ? produ??o de petr?leo por eletrocoagula??o. A avalia??o de remo??o dessas esp?cies qu?micas foi realizada por testes em laborat?rio utilizando reatores eletroqu?micos de batelada e de fluxo cont?nuo. Os testes iniciais da eletrocoagula??o foram realizados com efluente sint?tico em reator batelada utilizando eletrodo de ferro. Os resultados de remo??o de Zn2+ e de Ni2+ foram de 78% e 59%, respectivamente. Enquanto que o percentual removido de Ba2+ foi de 19%, em 30 minutos de tratamento, aplicando corrente de 1,10A. Os testes com efluente foram realizados em reator batelada aplicando a t?cnica eletroqu?mica com eletrodos de inox 304, o objetivo foi remover parte do ?leo disperso e tamb?m, de compostos org?nicos presentes no efluente. De acordo com as condi??es experimentais usadas, o resultado m?ximo obtido de TOG foi de 60% e de TOC foi aproximadamente de 50%, em rela??o ? concentra??o inicial. Para os experimentos realizados em reator cont?nuo, com efluente semi-sint?tico, foram usados eletrodos de ferro e de alum?nio e os resultados obtidos foram de 100% de remo??o de Cd2+, Cu2+, Cr3+ e Zn2+ e 77% de Sr2+. Esses percentuais s? foram poss?veis de alcan?ar mediante o uso do eletrodo de ferro. Entretanto quando esse eletrodo foi substitu?do pelo de alum?nio, ocorreu um decr?scimo no percentual de remo??o para 65%, utilizando-se a mesma vaz?o e corrente. Portanto segundo os resultados obtidos, a utiliza??o do eletrodo de ferro mostrou-se mais eficaz na remo??o desses metais e as condi??es de menor vaz?o e menor corrente foram satisfat?rias, conforme observado no planejamento fatorial adotado

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This investigation, covering the past two decades, attempts to determine what benefits the Soviets have sought to gain in their relationships with Middle Eastern oil-producing nations. Chapter I surveys the U.S.S.R.'s oil industry and its tentative prospects for the 1980's. Chapter II discusses Soviet involvement in the Middle East since 1950, including nationalization and oil embargoes. In Chapter III, developments less favorable to the U.S.S.R. are, analyzed: the growing influence of conservative, anti -Soviet oil-producing states and the deradicalization of other Middle Eastern nations. Chapter IV concludes that the Soviets have met with varying success in their Middle Eastern involvements. The future of their oil industry remains uncertain.

[pt] Cerca de 50 por cento das reservas brasileiras de hidrocarbonetos estão localizadas na plataforma continental em lâminas de água superiores a mil metros. As temperaturas congelantes do fundo do mar tornam os problemas inerentes ao escoamento da produção de petróleo, ainda mais críticos. Entretanto, os desafios da garantia de escoamento, não são os únicos obstáculos para a produção de petróleo em águas ultra-profundas. Além dos aspectos relacionados à geologia e fatores econômicos, a decisão de desenvolvimento de um campo de petróleo no mar, adotando completação submarina ou seca, precisa ser respaldada por uma análise criteriosa dos problemas relacionados com a garantia de escoamento, principalmente em locações de águas profundas e ultra- profundas. Nestes cenários, a maior variação da energia potencial e conseqüente intensificação do efeito Joule-Thomson, contribuem de uma forma bem mais significativa para a queda de temperatura e pressão. Este trabalho objetiva promover a comparação entre um sistema de produção usando poços direcionais de grande afastamento, produzindo para uma unidade de completação seca e um sistema adotando poços com completação submarina, a 850, 1.550 e 2.300m de lâmina de água, avaliando os efeitos das perdas de carga e calor em um fluxo multifásico. Com o uso de completação molhada, é avaliada a máxima distância viável entre a zona produtora e a plataforma de produção, de forma a permitir o fluxo de hidrocarbonetos sem formação de cristais de parafina. Com base nos resultados alcançados, podemos tirar algumas conclusões importantes quanto à tendência dos sistemas de produção em águas profundas e ultra- profundas, que nortearão no futuro próximo o desenvolvimento de campos de petróleo na plataforma continental brasileira. / [en] Around 50 percent of the Brazilian reserves of hydrocarbons are located in the continental platform in water depths with more than one thousand meters. The freezing temperatures of the sea bottom make problems related to oil production, even more critical. However, the flow assurance challenges are not the only obstacles for the oil production in ultra-deep waters. Besides the aspects related to the geology and economical factors, the decision of development of an offshore oil field adopting a system with wet completion or with dry completion, needs to be supported by discerning analyses of the problems related to flow assurance aspects, mainly in deep and ultra-deep water locations. In these scenarios, a larger variation of the potential energy and consequent intensification of the Joule-Thomson effect, contribute in a much more significant way to the temperature and pressure drops. This work aims to promote the comparison between an oil production system using extended reach wells with a dry completion unit and another system with wet completion, at 850, 1.550 and 2.300m of water depth, evaluating the effects of pressure drop and heat loss in a multiphase flow. Using wet completion, it is evaluated the maximum feasible distances between the producing zone of the formation and the floating production unit, allowing the flow of hydrocarbons without interruption by the formation of paraffin crystals. Based on the reached results, we can reach some important conclusions regarding trend of production systems in deep and ultra-deep water, that will guide the development of oil fields in the near future in the Brazilian continental platform.

Esta tese tem como propósito apresentar uma abordagem que justifique a vigência dos dois regimes jurídicos regulatórios presentes hodiernamente no ordenamento pátrio para a etapa de exploração e produção, segmento upstream, da indústria de petróleo e gás natural. Para tanto, abordaremos esses regimes sob o paradigma da segurança energética, que decorre, de um lado, da atual escassez de recursos naturais finitos, e, de outro, da importância estratégica que a indústria de hidrocarbonetos assumiu na economia capitalista, transformando-se, de uma commodity em um recurso estratégico ou de importância geopolítica para os países. Tendo em vista esse paradigma, trataremos da escolha do regime jurídico para o setor a partir do tradeoff incluindo, de um lado, o risco envolvidotr nesse segmento da referida indústria, e, de outro, a aquisição da propriedade dos hidrocarbonetos explotados. A justificativa em favor da mantença desses regimes tem como fulcro tornar as estruturas institucionais pátrias mais adaptadas: (i) de um lado, às díspares circunstâncias exploratórias encontradas, blocos envolvendo altos riscos exploratórios sendo explorados pelo regime calcado na Emenda Constitucional Nº 9 e Lei Nº 9.478/1997 e blocos com baixos riscos, por meio do regime disposto na Lei Nº 12.351/2010, Lei Nº 12.304/2010 e Lei Nº 12.276/2010, e, (ii) de outro, na importância que a propriedade sobre os hidrocarbonetos passou a assumir para os países em razão do paradigma da segurança energética. Nesse sentido, defendemos a tese de que o contrato ínsito ao regime regulatório de 2010, contrato de partilha de produção, uma combinação convexa entre os contratos de concessão e de serviços, figurando como um meio termo entre ambos, permite maior adaptação no tradeoff entre risco e propriedade. / This thesis aims to present an approach that justifies the validity of the two regulatory legal systems present in our times in the national order to step exploration and production, upstream segment, of the oil and gas industry. Therefore, we will address these schemes under the paradigm of energy security, which takes place on the one hand, the current shortage of finite natural resources, and on the other, the strategic importance of the oil industry took in the capitalist economy, transforming herself, a commodity, in a strategic or geopolitical resource for countries. Given this paradigm, we will treat the choice of the legal framework for the sector from the tradeoff involving, on the one hand, the risk involved in this segment of that industry, and on the other, the acquisition of ownership of hydrocarbons exploited. The reason in favor of keeping these schemes is to make institutional structures best suited to: (i) the different circumstances encountered in blocks involving high exploration risks, being exploited by the regime framed on Constitutional Amendment Nº 9 and Law Nº 9.478/1997, or blocks with low risks through the regime framed in Law Nº 12.351/2010, Law Nº 12.304/2010 and Law Nº 12.276/2010; (ii) the importance of ownership of the hydrocarbons has assumed for countries, due to the energy security paradigm. In this sense, we defend the thesis that the contract itself to the regulatory regime of 2010, production sharing contract, is a convex combination of concession contracts and services, appearing as a middle term between the two, allowing greater adaptation in the tradeoff between risk and property.

Currently, Brazil has 113 petroleum platforms, been 79 fixed and 34 floating, with daily production capacity of 2,1 million barrels of oil. Given this production is necessary a strategy for the efficient distribution of oil to refineries, where it will be processed and refined. Oil from the platforms is transported to refineries through pipelines or ships, with much of the operational cost of production is due to transport. For this reason the minimization of the cost of transport is extremely important. This work has for objective, using the technique of mathematical programming (linear mixed integer programming - LMIP), reduce costs arising from transport system. The model consists of a heterogeneous fleet of ships, which have compartments that can only be occupied by a single type of product on each trip. Initially are generated all possible routes and then selected the vessels, associated with their routes in order to attend the demand of refineries and the need for removal of oil in the storage tanks of the platforms. For the implementation of the model was used the software GAMS (General Algebraic Modeling System), together with the method of CPLEX optimization. The results were satisfactory. / Atualmente, o Brasil possui 113 plataformas de petróleo, sendo 79 fixas e 34 flutuantes, com capacidade de produção de 2,1 milhões de barris diários de petróleo. Diante desta produção torna-se necessária uma estratégia eficiente para a distribuição deste petróleo para as refinarias, onde será processado e refinado. O petróleo proveniente das plataformas é transportado para as refinarias, através de navios ou dutos, sendo que grande parte do custo operacional de produção é devido ao seu transporte. Por este motivo a minimização do custo de transporte é extremamente importante. Este trabalho tem por objetivo, utilizando a técnica de programação matemática (programação linear inteira mista – PLIM), reduzir os custos decorrentes do sistema de transporte. O modelo consiste em uma frota heterogênea de navios, os quais apresentam compartimentos que só podem ser ocupados por um único tipo de produto, em cada viagem. Inicialmente são geradas todas as possíveis rotas e, posteriormente, selecionados os navios, associados às respectivas rotas, de forma a atender a demanda das refinarias e a necessidade de retirada de petróleo dos tanques de armazenamento das plataformas. Para a implementação do modelo foi utilizado o software GAMS (General Algebraic Modeling System), juntamente com o método de otimização CPLEX. Os resultados obtidos foram satisfatórios.

Submitted by Ricardo Giamattey (ricardogiamattey@gmail.com) on 2011-07-11T17:58:15Z No. of bitstreams: 2 Dissertação Ricardo Giamattey - final.pdf: 393111 bytes, checksum: cc55efccb9f0eadf9d87b4fef44bc1cd (MD5) Dissertação Ricardo Giamattey - folhas iniciais.pdf: 15339 bytes, checksum: c4d1f3f0aac6864b25286b74f01045c0 (MD5) / Rejected by Vitor Souza (vitor.souza@fgv.br), reason: Estamos reijeitando por seguintes motivos: i) você deve transformar os dois arquivos em um arquivo. ii)estão pendentes as palavras-chave e keywords. on 2011-07-11T19:22:14Z (GMT) / Submitted by Ricardo Giamattey (ricardogiamattey@gmail.com) on 2011-07-11T21:12:09Z No. of bitstreams: 1 Dissertação Ricardo Giamattey - completa.pdf: 403262 bytes, checksum: 808e0bb102ac6df4715cc6e3fb255efe (MD5) / Approved for entry into archive by Vitor Souza (vitor.souza@fgv.br) on 2011-07-11T21:43:13Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação Ricardo Giamattey - completa.pdf: 403262 bytes, checksum: 808e0bb102ac6df4715cc6e3fb255efe (MD5) / Made available in DSpace on 2011-08-17T11:33:39Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação Ricardo Giamattey - completa.pdf: 403262 bytes, checksum: 808e0bb102ac6df4715cc6e3fb255efe (MD5) Previous issue date: 2011-07-01 / This dissertation proposes a quantitative risk management framework for an oil producing asset, focusing on the CFaR and on the likelihood of a less-than-expected return on capital. A simple cashflow model was used, and the operational revenues were forecasted using a operational loss function on the volume side, and for the price forecast it was used a geometric brownian motion without mean reversion and with a time-varying volatility based on a GARCH model. The results show that the proposed framework can provide relevant information to support risk management of oil producing assets since it helps to quantify the importance of different risk factors underlying the operation’s cash flow and therefore its financial results. Lastly, further development in this subject might include a multi-asset operation with a dependence structure among diferent producing systems and with financial, human and equipments constraints. / O objetivo dessa dissertação é estabelecer um modelo quantitativo de gestão de riscos estratégicos de um ativo de produção de petróleo, notadamente o valor em risco do seu fluxo de caixa e de sua rentabilidade. Para tanto, foi utilizado um modelo de fluxo de caixa onde a receita operacional foi definida como variável estocástica. A receita operacional foi estimada a partir de uma função de perdas que descreve o volume de produção de petróleo, e de uma trajetória de preços definida por um modelo geométrico browniano sem reversão a média e com volatilidade descrita por um processo GARCH. Os resultados obtidos demonstram que o modelo proposto é capaz de fornecer informações importantes para a gestão de riscos de ativos de produção de petróleo ao passo que permite a quantificação de diferentes fatores de risco que afetam a rentabilidade das operações. Por fim, o modelo aqui proposto pode ser estendido para a avaliação do risco financeiro e operacional de um conjunto de ativos de petróleo, considerando sua estrutura de dependência e a existência de restrições de recursos financeiros, físicos e humanos.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:56:17Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GasparFDJ_DISSERT.pdf: 3388304 bytes, checksum: 086a8f61099f69978a8b9f477f351d24 (MD5) Previous issue date: 2014-01-23 / Petr?leo Brasileiro SA - PETROBRAS / Slugging is a well-known slugging phenomenon in multiphase flow, which may cause problems such as vibration in pipeline and high liquid level in the separator. It can be classified according to the place of its occurrence. The most severe, known as slugging in the riser, occurs in the vertical pipe which feeds the platform. Also known as severe slugging, it is capable of causing severe pressure fluctuations in the flow of the process, excessive vibration, flooding in separator tanks, limited production, nonscheduled stop of production, among other negative aspects that motivated the production of this work . A feasible solution to deal with this problem would be to design an effective method for the removal or reduction of the system, a controller. According to the literature, a conventional PID controller did not produce good results due to the high degree of nonlinearity of the process, fueling the development of advanced control techniques. Among these, the model predictive controller (MPC), where the control action results from the solution of an optimization problem, it is robust, can incorporate physical and /or security constraints. The objective of this work is to apply a non-conventional non-linear model predictive control technique to severe slugging, where the amount of liquid mass in the riser is controlled by the production valve and, indirectly, the oscillation of flow and pressure is suppressed, while looking for environmental and economic benefits. The proposed strategy is based on the use of the model linear approximations and repeatedly solving of a quadratic optimization problem, providing solutions that improve at each iteration. In the event where the convergence of this algorithm is satisfied, the predicted values of the process variables are the same as to those obtained by the original nonlinear model, ensuring that the constraints are satisfied for them along the prediction horizon. A mathematical model recently published in the literature, capable of representing characteristics of severe slugging in a real oil well, is used both for simulation and for the project of the proposed controller, whose performance is compared to a linear MPC / A golfada ? um regime inst?vel do fluxo multif?sico, com oscila??es de press?o e vaz?o abruptas no processo de produ??o de petr?leo, podendo ocasionar problemas tais como vibra??o na tubula??o e alto n?vel de l?quido nos separadores. Pode ser classificada de acordo com seu local de ocorr?ncia. A mais severa destas, conhecida como golfada no riser, ocorre na tubula??o vertical que alimenta a plataforma. Conhecida tamb?m como golfada severa, ela ? capaz de causar bruscas oscila??es na press?o, nas vaz?es do processo, vibra??o excessiva, inunda??o dos tanques separadores, produ??o limitada, parada n?o programada da plataforma, entre outros aspectos negativos que motivaram a produ??o deste trabalho. Uma solu??o vi?vel para lidar com tal problema seria projetar um m?todo efetivo para a remo??o ou diminui??o deste regime, como um controlador. De acordo com a literatura, o controlador convencional PID n?o apresenta bons resultados devido ao alto grau de n?o linearidade do processo, o que impulsionou o desenvolvimento de t?cnicas avan?adas de controle. Dentre estas, o controlador preditivo, cuja a??o de controle resulta da solu??o de um problema de otimiza??o, al?m de ser uma t?cnica que apresenta robustez e pode incorporar restri??es f?sicas e/ou de seguran?a. O objetivo deste trabalho ? estudar a aplica??o de uma t?cnica de controle preditivo n?o linear ao controle de golfada severa, visando controlar a quantidade de massa l?quida no riser atuando na v?lvula de produ??o e, indiretamente, suprimir as oscila??es de vaz?o e press?o. Com a finalidade de obter benef?cios ambientais e econ?micos. A t?cnica de controle preditivo proposta baseia-se no uso de aproxima??es lineares do modelo e na resolu??o repetida de um problema de otimiza??o quadr?tica que proporciona solu??es que melhoram a cada itera??o. No caso em que a converg?ncia desse algoritmo ? satisfeita, os valores preditos das vari?veis do processo s?o iguais ?queles que seriam obtidos pelo modelo n?o linear original, garantindo que as restri??es nessas vari?veis sejam satisfeitas ao longo do horizonte de predi??o. Um modelo matem?tico publicado recentemente na literatura, capaz de representar caracter?sticas da golfada severa em um po?o real, ? utilizado tanto para a simula??o, quanto para projeto do controlador proposto, cujo desempenho ? comparado ao de um controlador preditivo linear

The oil production process is an activity that generates significant negative environmental impacts. The production water or produced water (PW) is the wastewater generated during the extraction of oil and stands out due to its high level of salinity and toxicity. Due to the large volume produced and their complex composition, the treatment of this waste presents a major challenge that requires the urgent need for accessible and efficient treatment techniques development and studies according to the economic reality of each region. In order to facilitate a biological treatment of the residue, it was diluted with Synthetic wastewater with a high sulfate concentration to stimulate anaerobic digestion via sulfidogenesis, since Sulphate Reducing Bacteria (SRB) have the characteristic of being resistant to saline environments. Therefore, an anaerobic reactor was used with suspended biomass, operated in sequential batch with cycles of 24 hours in laboratory scale. The reactor was operated with increasing proportions of PW (0%, 2% and 5%), with average chloride concentrations, respectively, 150 mg.L-1, 2.000 mg.L-1 and 4.800 mg.L-1 and COD/SO42- ratios ranging from 0.7 to 2.4. In the stimulation of sulfidogenesis phase the average COD removal efficiency was reduced by 72% (step without sulfate) to 51%, even without adding PW (COD/SO42- = 2.4 and chloride concentration of 150 mg.L- 1). When the system was fed with 2% of PW (COD / SO42- = 0.7 and chloride concentration 2,000 mg.L-1), the COD efficiency remained at 50% and only 15% of this was removed via sulfidogenesis. The proportion of 2% PW was maintained and the ratio COD/SO42- was raised to 1.5 and the average COD removal increased to 55%. By increasing the ratio of Apr to 5% (COD / SO42- = 1.8 and chloride concentration 4.800 mg.L-1) COD removal efficiency was 47%, and 68% of this was removed via sulfidogenesis. These results indicate the viability of using sulfate as an electron acceptor in the treatment of PW, given the occurrence of increase in the reduction of sulphate when the salinity was high, indicating that the effect of salinity stimulated the removal of COD via sulfidogenesis and inhibited via methanogenic. / CNPq - Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / O processo de produção de petróleo é uma atividade geradora de significativos impactos ambientais negativos. A água de produção ou água produzida (APr) é o efluente gerado durante a extração do petróleo e destaca-se por apresentar alto teor de salinidade e toxicidade. Devido ao elevado volume produzido e à sua complexa composição, o tratamento desse resíduo apresenta-se como um grande desafio que requer a urgente necessidade do estudo e do desenvolvimento de técnicas de tratamento eficientes e acessíveis à realidade econômica de cada região. No intuito de viabilizar o tratamento biológico da APr, ela foi diluída em água residuária sintética com elevada concentração de sulfato, visando estimular a digestão anaeróbia via sulfetogênese, visto que as Bactérias Redutoras de Sulfato (BRS) possuem a característica de serem resistentes a ambientes salinos. Para tanto, foi utilizado um reator anaeróbio com biomassa suspensa, operado em bateladas sequenciais com ciclos de 24 horas, em escala laboratorial. O reator foi operado com proporções crescentes de APr (0%, 2% e 5%), apresentando concentrações médias de cloretos de, respectivamente, 150 mg.L-1, 2.000 mg.L-1 e 4.800 mg.L-1 e razões DQO/SO42- variando de 0,7 a 2,4. Na fase de estímulo à sulfetogênese, a eficiência de remoção média de DQO foi reduzida de 72% (fase sem sulfato) para 51%, mesmo sem adição de APr (DQO/SO42- = 2,4 e concentração de cloretos de 150 mg.L-1). Quando o sistema foi alimentado com 2% de APr (DQO/SO42- = 0,7 e concentração de cloretos de 2.000 mg.L-1), a eficiência de DQO manteve-se em 50%, sendo que apenas 15% dessa era removida via sulfetogênese. Foi mantida a proporção de 2% de APr e a razão DQO/SO42- foi elevada para 1,5 e a remoção média de DQO aumentou para 55%. Ao elevar a proporção de APr para 5% (DQO/SO42- = 1,8 e concentração de cloretos de 4.800 mg.L-1), a eficiência média de remoção de DQO foi de 47%, sendo que 68% dessa foi removida via sulfetogênese. Esses resultados indicam a viabilidade do uso do sulfato como aceptor de elétrons no tratamento da APr, tendo em vista a ocorrência do aumento da redução de sulfato quando a salinidade foi elevada, demonstrando que o efeito da salinidade estimulou a remoção de DQO via sulfetogênese e inibiu a via metanogênica.