This study investigates the use of discretion by oil and gas companies in reporting financial performance and oil and gas reserve estimates during times of high political scrutiny resulting from increases in energy prices. Hypotheses tested in prior literature state that companies facing the risk of increasing taxes or new regulations reduce reported earnings to reduce this risk. This study uses a measure of high profitability (rank order of return on assets relative to industry peers) to identify oil and gas companies more likely to manage earnings during the period from 2002 to 2008. Two measures of discretionary accruals (total and current discretionary accruals), and a measure of discretionary depreciation, depletion, and amortization (DDA) were used as indicators of discretion exercised in reporting earnings. Data on oil and gas reserve disclosures was also hand-collected from Forms 10-K to investigate whether managers use reserve estimate revisions to reduce reported earnings through increasing the annual depletion expense. Results suggest that both oil and gas refining and producing firms use negative discretionary accruals to reduce reported earnings. Results also indicate that profitability is an important determinant of the use of negative discretionary accruals by these companies regardless of the time period examined. There is also evidence that oil and gas producing firms opportunistically revise their oil and gas reserve estimates to increase depreciation, depletion, and amortization expense during periods of high oil prices.

Thesis (MA) -- Stellenbosch University, 2012. / ENGLISH ABSTRACT: For multinational oil corporations (MNOCs), increasing worldwide demand for energy combined with greater competition in the international petroleum market necessitate continuous search for new areas rich in hydrocarbons – and the greatest oil reserves have in many instances been located in authoritarian states with challenging investment environments that often imply great uncertainty with regard to return of investment (ROI). In such cases, proper political risk analysis is an invaluable decision-making tool in determining whether the risk of a negative ROI is too large to make an investment. The Libyan market appeared highly promising for MNOCs from the mid- 2000s, and oil companies decided to return to Libya despite a large degree of uncertainty around regulatory, contractual and political stability issues. Once the Arab uprising surfaced in 2011, eventually turning into a brutal civil war between the Quadhafi regime and the opposition to his rule, the levels of political risk in the Libyan market increased dramatically. A model of political risk analysis can only be as good its components, and the start of 2011 once again manifested the importance of proper political risk analyses in order to minimise potential losses resulting from unexpected events. Thus, in the context of the Arab Spring revolution, the main purpose of this research is to assess the forecasting ability of key political risk factors and indicators. The central question asked is whether political risk analysis as a discipline can be successfully applied as a tool to forecast a political situation within authoritarian states. Specifically, and by analysing the case of Libya, the aim of this study is to determine whether the political events of 2011 and the concurrent extremely high levels of political risk could have been anticipated by competent political risk analysis. This study builds on the 1999 work of Professor Albert Venter and his vindication of key political risk indicators for authoritarian states. Additionally, the study seeks to contribute to existing research by adapting the indicators to an industry-specific political risk context, namely the petroleum sector. The research study concludes that a forecast for Libya, conducted with information available in 2009, would have given the market a medium high level of political risk, with several points of great concern for MNOCs. The research study argues that competent political risk analysis, as far as it is possible to predict such an event as the Libyan uprising, identified several signs of an imminent revolution. The analysis could not forecast when, or even if it would happen, but the fact that several indicators pointed in the direction of increasing levels of political risk signifies that it could have been too early for MNOCs to return to the country in the mid-2000s. / AFRIKAANSE OPSOMMING: Die toenemende wêreldwye energiebehoeftes gepaardgaande met groter mededinging in brandstofmarkte, dwing die Multi-nasionale Olie Korporasies (MNOKs) om deurlopend te soek na nuwe gebiede ryk aan vloeibare koolstowwe (hydrocarbons) en die grootste olie reserwes word in baie gevalle aangetref in state met outoritêre regerings vorme waar die beleggings omgewing van so ’n aard is dat ’n kapitaal-opbrengs (KO) baie keer erg onseker is. In sulke gevalle is dit noodsaaklik dat daar ’n behoorlike analiese van politieke risiko moet wees sodat bepaal kan word of die kans van ’n negatiewe KO te groot is om so ’n belegging te maak. In die beginjare van die 2000s het die Libiese market veel belofte vir die MNOKs ingehou en het hulle besluit om na Libië terug te keer ten spyte van die feit dat daar groot onsekerhede bestaan het ten opsigte van reguleering, kontrakte en politieke stabiliteit. Die vlakke van politieke risiko het in 2011 dramaties verhoog met die Arabiese opstande, wat uiteindelik in ’n burgeroorlog tussen die Quadhafi regime en sy teenstanders, ontaard het. ’n Model van politieke risiko analise is natuurlik net so goed soos sy verskillende dele en aan die begin van 2011 het dit weereens aan die lig gekom dat behoorlike politieke risiko analise baie belangrik is om te verseker dat onverwagte gebeure die kleins moontlike invloed op winste sal hê. Dus, met die ‘Arabiese Lente revolusie’ as agtergrond, is die hoofdoel van hierdie navorsing om te bepaal tot watter mate belangrike politieke risiko faktore en indikators gebruik kan word om voorspellings te waag. Die vraag word gevra of politieke risiko analise, as disipline, suksesvol toegepas kan word om die politieke toestande in outoritêre state, te voorspel. Deur spesifiek die geval Libië te analiseer, is die doel van hierdie studie om te bepaal of die politieke gebeure van 2011 en die ernstige verhoogde vlakke van politieke risiko redelikerwys voorspel sou kan wees as daar bevoegde politieke risiko analise vooraf was. Hierdie studie gebruik as basis die 1999 werk van Prof. Albert Venter waarin hy regverdiging toon van die politieke risiko indikators vir outoritêre state. Daarby beoog die studie om by te dra tot bestaande navorsing deur die indikators aan te pas vir toepassing in ’n ondernemings-spesifieke politieke risiko konteks, naamlik die brandstof sektor. Die navorsing maak die gevolgtrekking wat Libië betref, met die inligting wat in 2009 beskikbaar was, dat ’n voorspelling van ñ medium hoog vlak van politieke risiko vir die market gemaak kon wees met sekere punte van groot kommer vir die MNOKs. Die navorsingstudie maak die punt dat bevoegde politieke risiko analise, sover dit moontlik is om ’n onverwagte gebeurtenis soos die Libiese opstande te voorspel, verskeie tekens van ’n dreigende revolusie geïdentifiseer het. Die analise kon nie voorspel wanneer of selfs indien dit sou gebeur nie, maar die feit dat verskeie indikators getoon het dat daar verhoogde vlakke van politieke risiko was, het dit aangedui het dat die middle 2000s te vroeg was vir die MNOKs om na die land terug te keer.

Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior / Traçadores são utilizados na explotação de reservatórios de petróleo para fornecer informações que auxiliam na otimização das operações envolvidas. Esta utilização já é comumente praticada fora do Brasil, sendo os mais empregados os radioativos, que apresentam sobre os compostos químicos as vantagens da simplicidade e sensibilidade de detecção e do custo. Uma possibilidade interessante é representada pelos traçadores ativáveis, que podem ser introduzidos no sistema a estudar no estado inativo e serem posteriormente amostrados e dosados por Ativação Neutrônica. Para esta aplicação os elementos da série dos lantanídeos foram testados, visto que estes oferecem características nucleares adequadas para análise. Os traçadores eficientes serão aqueles que não se atrasem ou se percam por interação com as rochas e/ou fluidos não aquosos presentes no reservatório, ou seja, que possuam elevada solubilidade em fase aquosa, coeficientes de partição nulos com a fase orgânica e que não sejam adsorvidos nas elevadas superfícies específicas disponíveis nas formações microporosas das quais desalojam as gotículas de petróleo. Deste modo foi necessário a complexação e quantificação do rendimento através da técnica de Cromatografia Líquida de Alta Eficiência (CLAE). As técnicas espectrométricas de Ressonância Magnética Nuclear (1H e 13C) e Infravermelho (IV) também foram empregadas para caracterização das espécies formadas. Foram realizados testes com o lantânio (La), o európio (Eu) e o disprósio (Dy) com os ligantes ácidos aminopolicarboxílicos (EDTA-2, DTPA) e tia-dicarboxílicos (C4H6SO4 , C7H12S2O4). Após a quantificação do rendimento e caracterização dos complexos de lantanídeos, concluiu-se que há complexação das espécies ligantes com os lantanídeos estudados. Os complexos obtidos em maior rendimento foram então submetidos a testes que simulam uma possível partição destes com a fase orgânica (Kp) e/ou sólida (Kd) do aqüífero, pela metodologia da Análise por Injeção em Fluxo (Flow Injection Analysis FIA) e por testes em um corpo de prova que simula as condições de fluxo em um reservatório de petróleo. O cálculo da partição determinada por Ativação Neutrônica e Espectrometria de Emissão Atômica com Plasma Indutivamente Acoplado (ICP/AES) apresentou um resultado nulo, o que torna possível a utilização dos respectivos complexos como traçadores ambientais em campo de petróleo. Os testes em corpo de prova evidenciaram uma excelente concordância entre o comportamento dos lantanídeos complexados e do traçador de referência (água tritiada). Um outro teste com a metaloporfirina (MnP) foi realizado como estágio prévio para o desenvolvimento de um novo traçador e os resultados positivos indicaram a viabilidade de sua futura utilização. Foram realizados os mesmos testes que para os complexos de lantanídeos, sendo que as determinações dos coeficientes de partição tanto com a fase orgânica (Kp) como com a fase sólida (Kd) foram efetuadas através da Espectrometria UV-Vis. / Tracers are used in the explotation of petroleum reservoirs in order to obtain information that help to optimize its operations. They are presently used on a routine basis in many countries, and the more often applied are the radiotracers, due to some advantages they have over the chemical tracers, such as the simplicity and the sensitivity of their detection besides the cost factor. One of the most conspicuous applications of tracers to reservoirs production activities refers to the evaluation of the secondary recovery techniques, due to their capability to inform about what happens in between the injection and production wells, differently from the other techniques that provide information only at discrete points. An option of interest for the normally required multiple tracer tests is afforded by activable tracers that can be fed to the system under study in the inactive state and have their samples collected at the exit irradiated and measured by Neutron Activation Analysis. Some of the elements of the lanthanide series that exhibit very high thermal neutron cross sections have been tested for this purpose. A properly performing tracer should not lag behind the liquid flow nor be lost through interactions with the rocks and non aqueous fluids inside the reservoir. This means that they must be quite hydrophilic, and have nearly null partition coefficients so that they are neither adsorbed on the internal surfaces of the rock pores nor migrate to the oil phase. Hence it has been necessary to form complexes of the lanthanide metals with appropriate ligands. Besides, to certify the product and to measure the achieved yield, these complexes had to be analyzed by High Performance Liquid Chromatography (HPLC), by 1H and 13C Nuclear Magnetic Resonance (NMR), and by Infrared Spectrometry (IR). The analyses have confirmed the complexation of the lanthanides processed by a previously selected methodology. Following that the performance of these lanthanide complexes as tracers have been tested in essays that simulate the possibility their partition in the oil phase (Kp) as well as their adsorption (Kd) in the solids inside the reservoir, by means of the Flow Injection Analysis (FIA) technique and of core tests, respectively. Tests have carried with lanthanum, europium and dysprosium, that have been complexed with aminopolicarboxylic acids (EDTA2-, DTPA), and with tiacarboxylic acids (C4H6SO4, C7H12S2O4). The measurement of partition, that has been carried by both Instrumental Neutron Activation Analysis (INAA) and Internal Couple Plasma/Atomic Emission Spectrometry (ICP/AES), evidenced null partition and this qualifies these complexes as oil field tracers. The core tests also displayed an excellent match between the lanthanide complexeds and the reference tracer used (tritiated water). On e other test using metal-porphyrin (MnP) has been performed as a previous stage for the development of a novel tracer and the positive results obtained have shown its feasibility for future applications. This complex has been submitted to the same tests performed with the lanthanides and the measurement of both the water phase and the oil, phase partition coefficients (Kp and Kd, respectively) has been carried using UV-Vis spectrometry.

Made available in DSpace on 2016-12-23T14:33:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Joao Olavo Baiao de Vasconcelos.pdf: 325868 bytes, checksum: 0459e6ca76a321095f4fc0d37ab23f21 (MD5) Previous issue date: 2011-12-21 / Petroleum Engineer activity is constantly enrolled on a series of optimization problems on many contexts, as, for instance, defining efficient and optimized projects on petroleum reserves development. However, there is an extreme difficulty on resolution of exploration and production (P&E) optimization problems, since they are often complex, with high degree of nonlinearity, presenting high uncertain number, and huge computational cost involved. Among them, there is the problem of determining the best throughput distribution among the wells of a petroleum production platform that achieves the biggest financial profitability of an E&P project, here named Petroleum Well Throughput Optimization Problem (PWTOP). In order to deal with PWTOP, some continuous optimization algorithms that deals with linearity restrictions present on the problem were studied, that are the Derivative Free Optimization (DFO), the Generating Set Search (GSS), and the Differential Evolution (DE). DFO is a sequential algorithm, whereas GSS and DE are parallel algorithms. Two case studies are also presented that represents synthetic petroleum fields. The results show how the studied algorithms behave on dealing with PWTOP for the two case studies, comparing experimental results obtained on optimized financial values, execution times and amount of objective function evaluation. Concludes, lastly, that, for the simplest case study, GSS had the best result, and for the most complex case study, more like real reservoirs, DE stood out / A atividade de Engenharia de Petróleo está rotineiramente envolvida em uma série de problemas de otimização em variados contextos, como definir projetos otimizados e eficientes na produção e no desenvolvimento de reservas de petróleo. Entretanto, há uma extrema dificuldade na resolução de problemas de otimização de exploração e produção (E&P), uma vez que são problemas frequentemente complexos, com elevado grau de não-linearidade, que apresentam alto número de incertezas e com enorme custo computacional envolvido. Dentre eles, está o problema de determinar a melhor distribuição de vazões entre os poços de uma plataforma de produção de petróleo capaz de resultar em um projeto de E&P de maior rentabilidade financeira, aqui denominado Problema de Otimização de Vazão de Poços de Petróleo (POVPP). Para tratar o POVPP, foram estudados alguns algoritmos de otimização contínua que possam lidar com as restrições lineares presentes no problema, que são o Otimização sem Derivadas (Derivative Free Optimization DFO), o Busca por Conjunto Gerador (Generating Set Search GSS) e o Evolução Diferencial (Differential Evolution DE). O DFO é um algoritmo sequencial, enquanto que o GSS e o DE são algoritmos paralelos. Também são apresentados dois estudos de caso que representam campos de petróleo sintéticos. Os resultados mostram como os algoritmos estudados se comportam ao tratar o POVPP para os dois estudos de caso, comparando-se dados obtidos de valores financeiros otimizados, tempos de execução e quantidade de avaliações da função objetivo. Conclui-se, por fim, que, para o estudo de caso simples, o GSS teve o melhor resultado, e para o estudo de caso mais complexo, mais semelhante a reservatórios reais, o DE se sobressaiu

Univ., Diss.--Göttingen, 2007.

Thesis (M.A.) -- University of Montana, 2008. / Title from author supplied metadata. Description based on contents viewed on July 6, 2009. Includes bibliographical references.

Submitted by Johnny Rodrigues (johnnyrodrigues@ufcg.edu.br) on 2018-04-24T16:20:01Z No. of bitstreams: 1 ACTO DE LIMA CUNHA - TESE PPGEP 2014..pdf: 13133358 bytes, checksum: 662ccf308cc930cbcbc2dd5fe13cc5d6 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-04-24T16:20:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 ACTO DE LIMA CUNHA - TESE PPGEP 2014..pdf: 13133358 bytes, checksum: 662ccf308cc930cbcbc2dd5fe13cc5d6 (MD5) Previous issue date: 2014-08-28 / Um dos principais problemas associados aos processos de separação por membranas é a queda de fluxo de permeado, o que limita a aplicação do processo nos setores alimentícios, farmacêuticos, biotecnológicos, tratamento de águas industriais e abastecimento, devido ao aumento da concentração de componentes na membrana, denominado polarização por concentração. Uma quantificação da polarização por concentração em função das condições do processo e a quantidade de água de alimentação do sistema é necessário para estimar o desempenho do sistema de forma satisfatória. A busca por novas alternativas visando manter o fluxo de permeado constante foi à principal motivação deste trabalho, sendo avaliada a forma geométrica do módulo de separação, a distribuição das membranas no interior do módulo e parâmetros operacionais como a vazão de alimentação, viscosidade dinâmica da mistura e permeabilidade do meio poroso. Neste sentido, o estudo numérico do processo de separação água/óleo via membranas porosas foi realizado com auxílio do software comercial ANSYS CFX® Release 12.0. Um modelo matemático em regime permanente, aplicado a um fluido incompressível, escoando em regime laminar e/ou turbulento no interior de módulos de filtração foi proposto. Os resultados numéricos mostraram que o modelo matemático utilizado foi capaz de prevê a formação e crescimento da camada limite de concentração (polarização por concentração) ao longo do comprimento das membranas cerâmicas tubulares. A formação da polarização por concentração mostrou-se influenciada pelo comportamento hidrodinâmico do escoamento, forma geométrica do módulo de separação e propriedades da mistura e do meio poroso, como a viscosidade e permeabilidade, respectivamente. O modelo verificou em regime de escoamento turbulento um favorecimento da transferência de massa e uma dispersão da camada limite de concentração. / One of the main problems associated with membrane separation process is the permeate flux decline, which limits the application of the process in the food sector, pharmaceuticals, biotechnology, industrial water treatment and supply due to the increase in the concentration of components in the membrane thus calling for a polarization concentration. A quantification of the concentration polarization as a function of the process conditions and the amount of feed water system is required to estimate the performance of the system satisfactorily. The search for new alternatives to maintain of constant permeate flow was the main motivation of this work will be evaluated the geometric shape of the separation module, the distribution of membranes inside the module and operating parameters such as feed flow rate, viscosity dynamic mixing and permeability of the porous medium. In this sense, the numerical study of the process of separating oil/water through porous membranes was performed with the aid of the commercial software ANSYS CFX® Release 12.0. A mathematical model in steady state, applied to an incompressible fluid flowing in laminar and/or turbulent inside filtration modules scheme is proposed. Numerical results show that the mathematical model used was capable of providing for the formation and growth of the boundary layer concentration (concentration polarization) along the length of tubular ceramic membranes. The formation of concentration polarization was influenced by the hydrodynamic behavior of flow, geometry of the separation and mixing and porous properties, such as viscosity and permeability, respectively module. The model found in turbulent flow regime of a favoring mass transfer and dispersion of the boundary layer concentration.

PETROBRAS / Ao longo dos últimos anos a utilização de bombas centrífugas submersas (BCS) se tornou o segundo método de elevação artificial mais usado na indústria petrolífera. Como a produção típica dos poços petrolíferos submarinos consiste em misturas contendo óleo e gás, as bombas centrífugas estão sujeitas a operar com escoamento bifásico. A presença de gás livre no escoamento provoca instabilidades e degradação da curva de ganho de pressão da bomba. Essa degradação se torna muito grande quando ocorre o fenômeno de surging. Este fenômeno é caracterizado por um grande acúmulo de gás nos canais do rotor, sendo seu início identificado como um ponto na curva de ganho de pressão a partir do qual o desempenho cai de forma abrupta com a diminuição da vazão do líquido. Dependendo da fração de gás na entrada da bomba, pode ocorrer o bloqueio dos canais do rotor, fenômeno conhecido como gas locking, fazendo com que a vazão de líquido e o incremento de pressão sejam praticamente nulos. Portanto, é fundamental o conhecimento das condições operacionais e padrões de escoamento ligados à ocorrência de surging para uma operação adequada da bomba. Nesse cenário, o presente trabalho tem por objetivo avaliar o desempenho de uma bomba centrífuga operando com escoamento bifásico ar-água. Para esse fim, foram levantadas as curvas de ganho de pressão de uma bomba centrifuga convencional de dois estágios com rotores de tipo radial. Os testes foram feitos utilizando água e ar como fluidos de trabalho, com frações volumétricas de gás entre 0 e 10%, velocidades de rotação entre 300 e 600 rpm, com vazões de água entre 0,2 e 1,5 vezes o ponto de máxima eficiência e uma pressão de sucção de 160 kPa. Ao mesmo tempo, foram identificados os diferentes padrões de escoamento dentro do rotor em diferentes condições operacionais. Para construção da bancada, a carcaça da bomba e o rotor original de seu primeiro estágio foram substituídos por outros de material transparente, o que permitiu fotografar a distribuição de gás na bomba com a ajuda de uma câmera de alta velocidade. Além de se utilizar o modelo homogêneo (não deslizamento) como referência para calcular a fração de vazio de entrada em cada teste, um sensor de malha de eletrodos (wire mesh) foi instalado na sucção da bomba com o objetivo de medir frações de vazio reais, que posteriormente foram comparadas com os resultados do modelo homogêneo e o de deslizamento (drift flux). As imagens obtidas foram associadas às instabilidades observadas nas curvas de desempenho da bomba, como forma de se compreender os fenômenos relacionados à queda de desempenho em operação com escoamento bifásico, em especial nas condições de surging. Esse procedimento, associado à medida da fração de vazio real na entrada da bomba, não apenas contribui com o entendimento do escoamento bifásico líquido-gás em bombas, como também oferece uma fonte interessante de dados de entrada e de validação de modelos teóricos e numéricos para outros trabalhos. / Over the last years the use of electric submersible centrifugal pumps (ESPs) has become the second most widely used artificial elevation method in the oil industry. As the typical production of submarine oil wells consists of mixtures containing oil and gas, the centrifugal pumps are subjected to operate with two-phase flow. The presence of free gas in the flow causes instabilities and degradation of the pump pressure-rise curve. This degradation becomes severe when the surging phenomenon occurs, which is characterized by large gas accumulations inside the impeller, with its initiation identified as the point in the pressure-rise curve from which the performance falls abruptly with the decrease of the liquid flow rate. Depending on the intake gas fraction, the rotor channels can be completely blocked (gas locking), causing the liquid flow rate and the pressure-rise to be almost null. Therefore, knowledge of operating conditions and flow patterns linked to the occurrence of surging for proper pump operation is critical. In this scenario, the present work aims to evaluate the performance of a centrifugal pump operating with two-phase air-water flow. To this end, the pressure-rise curves of a conventional two-stage centrifugal pump with radial rotors were measured. The tests were done using water and air as working fluids, with volumetric gas fractions between 0 and 10%, rotational speeds between 300 and 600 rpm, water flow rates between 0.2 and 1.5 times the best efficiency point and a suction pressure of 160 kPa. At the same time, different flow patterns were identified inside the rotor under different operating conditions. For this purpose, the pump casing and the original rotor of its first stage were replaced by equivalent transparent pieces, which allowed photographing the gas distribution inside the pump with the help of a high-speed camera. In addition to using the homogeneous (non-slip) model as a reference to calculate the inlet gas volume fraction in each test, a wire mesh sensor was installed in the intake pipe in order to measure the actual void fractions, which were later compared with the results from the homogeneous and the drift flux models. The images obtained were associated with the instabilities observed in the performance curves of the pump, as a way to understand the phenomena related to the performance degradation in two-phase flow operation, especially under surging conditions. This procedure, together with the measurement of the actual gas volume fractions in the pump intake, not just contributes to the understanding of gas-liquid flows in pumps, but also provides an interesting source of data for input and validation of theoretical and numerical models for other investigations.

83 p. / Submitted by Santiago Fabio (fabio.ssantiago@hotmail.com) on 2012-12-19T19:35:24Z No. of bitstreams: 1 88.pdf: 1431314 bytes, checksum: e77a88c490348af714e77405775135f0 (MD5) / Made available in DSpace on 2012-12-19T19:35:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 88.pdf: 1431314 bytes, checksum: e77a88c490348af714e77405775135f0 (MD5) Previous issue date: 2011 / A relação simbiótica entre o Estado brasileiro e a Petrobras antecede a própria criação da empresa. Assim como o ano de 1997 marcou a quebra do monopólio estatal sobre as atividades da indústria em questão, o ano de 2003 representa a mudança drástica das atitudes do governo frente à maior empresa do país. Este relacionamento chegou a tal ponto que, recentemente, por ocasião das discussões sobre o novo marco regulatório da indústria do petróleo, representantes da Petrobras fizeram parte das discussões, junto com alguns ministérios e a ANP, que resultaram na proposta de alteração do modelo regulatório para o setor. Em vista do exposto, é de relevância científica conhecer a atuação da Petrobras na reforma do marco regulatório do Pré-sal, à luz das perspectivas da análise estratégica. Mais ainda, identificar se os resultados alcançados com o novo marco regulatório foram fruto de ação intencional da empresa ou apenas reações a provocações externas (atuação do Governo Federal, por exemplo). Com base nas considerações iniciais, o objetivo geral do trabalho foi analisar em que medida os fatores institucionais, os fatores internos (recursos da firma) ou os fatores ligados à indústria moldaram a participação da Petrobras no processo de elaboração da proposta de alteração do novo marco regulatório (Projetos de Lei n. 5.938 a 5.941, 2009). Pretendeu-se investigar, igualmente, quais desses fatores se sobressaíram nas mudanças e na readequação das regras do jogo. Este trabalho argumenta, fundamentado nos resultados, que a participação da Petrobras nos trabalhos de elaboração da proposta de mudança no marco regulatório do setor foi viabilizada pela confluência de fatores institucionais (IBV) e fatores internos à firma (RBV). O presente estudo mostrou-se como oportunidade de aprofundar os conhecimentos sobre o relacionamento entre a Petrobras e Governo, de identificar e melhor conhecer aspectos pontuais da experiência regulatória brasileira, assim como testar a aplicabilidade das perspectivas estratégicas na análise de situações concretas da realidade organizacional. / Salvador

CAPES / Na indústria do petróleo existe um grande interesse no entendimento dos fenômenos de formação de hidratos já que eles podem danificar a tubulação, colocar vidas em risco e diminuir a produção de óleo e gás pelo bloqueio da linha. Ou seja, conhecer os fenômenos associados à formação de hidratos reflete diretamente no custo operacional da indústria petrolífera. Diversos grupos de pesquisa já propuseram diferentes modelos para predizer o crescimento de hidratos na interface líquido-gás e na parede das tubulações de produção de petróleo em águas profundas. Entretanto, os modelos baseados unicamente na transferência de calor não foram adequados para explicar os dados experimentais pois os consumos de água e gás não eram considerados. Assim, esta dissertação tem como objetivo desenvolver um modelo, matemático e numérico, que permita prever o crescimento dos hidratos de metano e de dióxido de carbono na parede da tubulação por meio das equações de conservação de massa e energia de forma acoplada. Como nenhuma solução analítica é possível, foi utilizado o método numérico dos volumes finitos com o esquema totalmente implícito. A verificação da implementação computacional foi realizada utilizando um modelo de dissociação de hidratos existente na literatura. A partir dos resultados numéricos, foi avaliado como as condições termodinâmicas, a porosidade e a condutividade térmica do hidrato, o diâmetro da tubulação e a disponibilidade de gás influenciam na taxa de crescimento de hidrato. Como principais resultados, verificou-se que a porosidade e a disponibilidade de gás representaram grande importância no cálculo da taxa de crescimento da camada de hidrato. / The study of the clathrate-hydrate formation processes in pipelines is very important to the oil and gas industry because these structures can stop production and it represents a safety risk due to the pressure build-up in the pipelines. Several research groups have proposed different models to predict how a hydrate film grows. However, the models based only on heat transfer could not explain satisfactorily the experimental data because the water and gas consumption were disregarded. So, in order to predict the hydrate growth phenomenon in tube wall, the current work presents a mathematical and numerical model for the coupled mass and energy balance problem for CO2 and CH4 hydrates. As a result of the coupling equations, no analytical solution is possible. So, a computational algorithm has been proposed based on the finite volume method and fully implicit scheme. The verification of the code was conducted through a dissociation model which has been presented by the literature. Although, its validation was not possible since no experimental data is currently available. The hydrate growth rate was evaluated by studying the influence of the thermodynamic conditions, the hydrate porosity and thermal conductivity, the pipe diameter and the gas availability. As a result, it has been noticed that the hydrate porosity and the gas availability had great influence in the hydrate growth rate.