Com a lei 9478/97, a Lei do Petróleo, a flexibilização do monopólio sobre exploração e produção de petróleo e gás natural concedido pela União à Petrobras, torna-se realidade. Neste sentido, abre-se, através de rodadas de licitação promovidas pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a possibilidade de acesso às atividades de exploração e produção ao capital privado em geral e, também, àquele capital oriundo de pequenas e médias empresas orientadas a esse segmento de atividades. Nesse contexto, várias dessas empresas passam a dedicar-se, mais especificamente, às atividades em campos maduro e áreas com acumulações marginais. Os empreendimentos nestes campos e áreas possuem características técnicas e econômicas que se adéquam a essas empresas de menor porte por necessitarem de investimentos e capacidade técnica distintos daqueles dos empreendimentos em novas fronteiras exploratórias. Este trabalho tem por objetivo apresentar um panorama da atividade econômica de exploração de petróleo e gás natural exercida pelas pequenas e médias empresas que atuam na região compreendida pela Bacia Sedimentar do Recôncavo Baiano, a partir da análise da oferta gerada pelos produtores independentes e pela demanda gerada pela Petrobras e por outros poucos compradores. Nesta dissertação são analisados os principais fatores e agentes que influenciam a relação entre oferta e demanda, a saber: a influência das recentes variações do preço do barril de petróleo; as descobertas na camada pré-sal na Bacia de Santos; as ações do órgão regulador a ANP; a geografia física e humana do Recôncavo Baiano, sua geologia local e fatores ambientais. Por fim, é apresentado, um estudo de viabilidade econômica de um empreendimento de revitalização de um campo maduro de petróleo. Tal estudo visa responder a partir de simulações em um campo real típico, se houve resultado econômico satisfatório para os investidores. Com o conjunto de simulações realizadas é possível ter um olhar crítico sobre o passado constatar como tais empreendimentos são sensíveis ao custo de capital e aos preços de venda do óleo produzido. / With law 947/97, the Crude Oil Law, the monopoly flexibilization over oil and natural gas exploitation and production, granted to Petrobras by the Brazilian Government, has come true. This way, the possibility through public tenders promoted by the National Crude Oil, Natural Gas and Biofuels Agency (ANP) of access to private capital in general, as well as to capital from small, and mid-sized firms in the crude oil, natural gas exploitation and production business, has been opened. In this context, many of those firms started to dedicate themselves, more specifically, to activities in mature oil fields and marginal oil fields. The undertakings in these fields and areas bear technical and economic characteristics that adapt to such small firms, once the latter need different types of investment and technical capacity as compared to undertakings in new exploitation frontiers. This dissertation aims to present a broad view of the crude oil and natural gas business undertaken by small and mid-sized firms in the Sedimentary Bay of Recôncavo Baiano region (Bacia Sedimentar do Recôncavo Baiano), stemming from an analysis of the supply generated by independent producers, and by the demand generated by Petrobras and few other purchasing agents. The main factors and agents that influence the relationship between supply and demand are analyzed, namely: the influence of the recent price variation of the crude oil barrel; the findings of the pre-salt layers in the Santos Bay; the actions of the regulatory agency ANP; the physical and human geography of the Recôncavo Baiano, its local geology and environmental factors. To conclude, by use of simulations in a real typical field put to tender in the First Round of Mature Fields, an economic viability study of a mature oil field revitalization program is shown. With this group of simulations, it is possible to have a critical eye towards the past and conclude how sensitive such undertakings are in face of the capital cost and sales prices of the oil produced.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:45Z (GMT). No. of bitstreams: 1 BrennyDS_DISSERT.pdf: 1612127 bytes, checksum: 3c87c1df9d7ae2d4e7fffbc7fbfdc3ee (MD5) Previous issue date: 2011-04-05 / When it comes to oil and gas in Brazil is almost certain that we are referring to activities in deep waters off the coast of Campos, Rio de Janeiro, the main field of action of PETROBRAS and a small number of multinational oil companies . Since the Law 9.478/97 allows, by means of concessions, that other companies other than Petrobras, to explore and produce oil and gas domestically. Soon it moved, then the private companies that want small and medium-sized businesses to invest in such activities, forming a segment of independent producers, as occurs in other countries. In this context, this work aims at making an economic feasibility study, is currently analyzing how this thread and focus on the factors that contribute to its development as well as those that constitute barriers. To this end, we conducted a survey examining some mature fields that are in production in order to capture cost information in the phases of project, operation and abandonment. The work also presents an analysis of the results obtained in the survey, identifying the costs higher. With the results obtained through the study used economic engineering tools such as NPV and IRR, using a variety of design scenarios, to study the economic viability of these fields. In scenario 4 was set a production of 4.0 m? / d of oil, which is an expected average production for several of these fields, whose minimum value of a barrel of oil, to enable this field, was $ 55.00, this value well below what was being practiced in the market today. / Quando se fala em produ??o de petr?leo e g?s no Brasil ? quase certo que estamos nos referindo ?s atividades desenvolvidas em ?guas profundas no litoral de Campos, no Rio de Janeiro, principal cen?rio de atua??o da PETROBRAS e de um pequeno n?mero de companhias multinacionais de petr?leo. Sendo que a Lei 9.478/97 permitiu, por meio de concess?es, que outras companhias, al?m da Petrobras, explorassem e produzissem petr?leo e g?s em territ?rio nacional. Logo passou-se, ent?o, a desejar que empresas privadas de pequeno e m?dio porte investissem em tais atividades, formando um segmento de produtores independentes, como ocorre em outros pa?ses. Neste contexto, o presente trabalho tem como objetivo, fazer um estudo de viabilidade econ?mica, analisando como se encontra atualmente este segmento e focalizar os fatores que colaboram para o seu desenvolvimento, assim como aqueles que se constituem em entraves. Para tal, foi feita uma pesquisa analisando alguns campos maduros, no intuito de captar informa??es de custos nas fases de projeto, opera??o e abandono. O trabalho apresenta, tamb?m, uma an?lise dos principais resultados obtidos com a realiza??o da pesquisa, identificando os maiores custos. Com os resultados obtidos atrav?s da pesquisa, foi utilizado ferramentas da engenharia econ?mica, tais como VPL e TIR, utilizando v?rios cen?rios de projetos, para fazer o estudo da viabilidade econ?mica desses campos. No cen?rio 4 foi definido uma produ??o de 4,0 m?/d de petr?leo, que ? uma produ??o m?dia esperada por v?rios desses campos, cujo o valor m?nimo do barril de petr?leo, para viabilizar esse campo, foi de U$ 55,00, valor esse bem abaixo do que estar sendo praticado no mercado atualmente.

Com a lei 9478/97, a Lei do Petróleo, a flexibilização do monopólio sobre exploração e produção de petróleo e gás natural concedido pela União à Petrobras, torna-se realidade. Neste sentido, abre-se, através de rodadas de licitação promovidas pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a possibilidade de acesso às atividades de exploração e produção ao capital privado em geral e, também, àquele capital oriundo de pequenas e médias empresas orientadas a esse segmento de atividades. Nesse contexto, várias dessas empresas passam a dedicar-se, mais especificamente, às atividades em campos maduro e áreas com acumulações marginais. Os empreendimentos nestes campos e áreas possuem características técnicas e econômicas que se adéquam a essas empresas de menor porte por necessitarem de investimentos e capacidade técnica distintos daqueles dos empreendimentos em novas fronteiras exploratórias. Este trabalho tem por objetivo apresentar um panorama da atividade econômica de exploração de petróleo e gás natural exercida pelas pequenas e médias empresas que atuam na região compreendida pela Bacia Sedimentar do Recôncavo Baiano, a partir da análise da oferta gerada pelos produtores independentes e pela demanda gerada pela Petrobras e por outros poucos compradores. Nesta dissertação são analisados os principais fatores e agentes que influenciam a relação entre oferta e demanda, a saber: a influência das recentes variações do preço do barril de petróleo; as descobertas na camada pré-sal na Bacia de Santos; as ações do órgão regulador a ANP; a geografia física e humana do Recôncavo Baiano, sua geologia local e fatores ambientais. Por fim, é apresentado, um estudo de viabilidade econômica de um empreendimento de revitalização de um campo maduro de petróleo. Tal estudo visa responder a partir de simulações em um campo real típico, se houve resultado econômico satisfatório para os investidores. Com o conjunto de simulações realizadas é possível ter um olhar crítico sobre o passado constatar como tais empreendimentos são sensíveis ao custo de capital e aos preços de venda do óleo produzido. / With law 947/97, the Crude Oil Law, the monopoly flexibilization over oil and natural gas exploitation and production, granted to Petrobras by the Brazilian Government, has come true. This way, the possibility through public tenders promoted by the National Crude Oil, Natural Gas and Biofuels Agency (ANP) of access to private capital in general, as well as to capital from small, and mid-sized firms in the crude oil, natural gas exploitation and production business, has been opened. In this context, many of those firms started to dedicate themselves, more specifically, to activities in mature oil fields and marginal oil fields. The undertakings in these fields and areas bear technical and economic characteristics that adapt to such small firms, once the latter need different types of investment and technical capacity as compared to undertakings in new exploitation frontiers. This dissertation aims to present a broad view of the crude oil and natural gas business undertaken by small and mid-sized firms in the Sedimentary Bay of Recôncavo Baiano region (Bacia Sedimentar do Recôncavo Baiano), stemming from an analysis of the supply generated by independent producers, and by the demand generated by Petrobras and few other purchasing agents. The main factors and agents that influence the relationship between supply and demand are analyzed, namely: the influence of the recent price variation of the crude oil barrel; the findings of the pre-salt layers in the Santos Bay; the actions of the regulatory agency ANP; the physical and human geography of the Recôncavo Baiano, its local geology and environmental factors. To conclude, by use of simulations in a real typical field put to tender in the First Round of Mature Fields, an economic viability study of a mature oil field revitalization program is shown. With this group of simulations, it is possible to have a critical eye towards the past and conclude how sensitive such undertakings are in face of the capital cost and sales prices of the oil produced.

122 p. / Submitted by Santiago Fabio (fabio.ssantiago@hotmail.com) on 2012-12-19T18:42:04Z No. of bitstreams: 1 44.pdf: 1186910 bytes, checksum: 292e017fbc0b8656e75d1485e7996a34 (MD5) / Made available in DSpace on 2012-12-19T18:42:04Z (GMT). No. of bitstreams: 1 44.pdf: 1186910 bytes, checksum: 292e017fbc0b8656e75d1485e7996a34 (MD5) Previous issue date: 2010 / Desde a promulgação da Lei nº 9.478/97, que flexibilizou o monopólio da extração de petróleo e gás natural no Brasil, muitas discussões têm sido realizadas por empresas independentes, associações dos produtores independentes – Associação das Empresas de Petróleo e Gás Natural Extraídos de Campos Marginais do Brasil (APPOM), Rede Cooperativa em Engenharia de Campos Maduros (RECAM) – e instituições como Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) e Organização Nacional da Indústria do Petróleo (ONIP). Estes encontros têm ocorrido com o objetivo de discutir e propor à Agência Nacional de Petróleo (ANP) e à Petrobrás, principal player do mercado, a ampliação das ofertas de campos com acumulações marginais e o ajuste no marco regulatório em vigor, que, segundo este grupo de produtores independentes, é condições sinequanon para a inserção de novas empresas e a manutenção das que operam neste setor. Com o objetivo de propor algumas medidas que possam contribuir para que a atividade de exploração e produção em campos com acumulações marginais se consolide como negócio atrativo e rentável no Brasil, o trabalho pretende analisar o presente cenário para a exploração e a produção nestes campos, o formato do atual marco regulatório, as dificuldades de licenciamento ambiental e comercialização do óleo e gás produzido e as características e principais dificuldades das firmas que operam neste mercado considerado tão atraente. / Salvador

O surgimento da Lei do Petróleo, Lei 9.478/97, abriu uma nova frente de investimentos para o capital privado. O setor de exploração e produção de petróleo, antes sob monopólio estatal, passou a ser de interesse de diversas empresas privadas. Com a supervisão da ANP, surgiram as rodadas de licitações para concessão do direito de exploração e produção de petróleo dos campos ofertados. Os campos maduros e marginais foram então uma oportunidade de fomento aos negócios de petróleo devido à necessidade de uma operação mais eficiente, porém exigindo menores investimentos e necessidade técnica específica. Esta dissertação tem por objetivo expor o panorama econômico do setor de exploração e produção de petróleo para pequenas e médias empresas que atuam na região da Bacia Potiguar, Rio Grande do Norte, a partir de pesquisas e levantamentos de dados sobre: os conceitos teóricos de campos marginais e maduros e de pequenas e médias empresas; o histórico brasileiro de produção independente de petróleo; a geografia física e humana da Bacia Potiguar; e as barreiras econômicas encontradas por pequenas e médias empresas que atuam no setor de exploração e produção de petróleo. Depois de apresentadas e justificadas todas as hipóteses, são realizadas simulações de diferentes cenários para análise da viabilidade de um empreendimento de reativação de um campo marginal de petróleo. Utilizando a metodologia de fluxo de caixa descontado, foi possível avaliar o Valor Presente Líquido, Taxa Interna de Retorno e Payback do empreendimento. A partir da análise do fluxo de caixa e da sensibilidade de algumas premissas, avaliou-se o comportamento do Valor Presente Líquido do empreendimento em função das mudanças do preço de venda do barril de petróleo, do volume de produção do campo e de outros parâmetros escolhidos. Por fim, foi feita uma comparação entre trabalhos cujos autores propuseram temas semelhantes, para efeito de comparação e comprovação da sensibilidade e viabilidade dos campos. / The emergence of the Petroleum Law, Law 9.478/97, opened a new investment front for private capital. The upstream sector, previously under state monopoly, became a focus of interest from several private companies. With the supervision of the ANP, came rounds of bidding to grant exploration and production rights to the available oil fields. Mature and marginal fields were then a development opportunity in the oil business due to the need for a leaner operation, while requiring less investment and specific technical necessity. This thesis aims to expose the economic outlook of the onshore upstream sector for small and medium-sized companies operating in the Potiguar Basin region, Rio Grande do Norte, based on research and data surveys about: the theoretical concepts of marginal and mature fields and small and medium companies; the history of Brazilian independent oil production; the physical and human geography of the Potiguar Basin as well as the economic barriers faced by small and medium-sized companies operating in the oil exploration and production sector. After the presentation and justification of all hypotheses, simulations are carried out with different scenarios for analyzing the feasibility of the reactivation of a marginal oil field. Using the discounted cash flow method, it was possible to evaluate the Net Present Value, Internal Rate of Return and Payback of the project. From the analysis of cash flow and the sensitivity of some assumptions, we evaluated the behavior of the Net Present Value due to the sale price changes of the oil barrel, the volume of oil production in the field and other chosen parameters. Finally, a comparison between other papers whose authors have proposed similar themes was made, for comparison and verification of the sensitivity and viability of the fields.

Made available in DSpace on 2014-12-17T15:41:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1 KyteriaSLF_DISSERT.pdf: 2575352 bytes, checksum: 9c601baf3a71a96816d5ae90fe0ecaea (MD5) Previous issue date: 2010-02-22 / Coordena??o de Aperfei?oamento de Pessoal de N?vel Superior / Over exploitation of oil deposits on land onshore or offshore, there is simultaneous generation of waste water, known as produced water, which represents the largest waste stream in the production of crude oil. The relationship between the chemical composition of oil and water production and the conditions in which this process occurs or is favored are still poorly studied. The area chosen for the study has an important oil reserve and an important aquifer saturated with freshwater meteoric. The aim of this work is to study some chemical parameters in water produced for each reservoir zone of production in mature oil fields of A?u Formation, using the hydrochemical and statistical analysis to serve as a reference and be used as tools against the indicator ranges water producers in oil producing wells. Samples were collected from different wells in 6 different areas of production and were measured 50 parameters, which can be classified into three groups: anions, cations and physicochemical properties (considering only the parameters that generated values above detection limits in all samples). Through the characterization hydrochemistry observed an area of water and chlorinated sodium, chlorinated calcium or magnesium (mixed) in well water in different areas of A?u, by applying a statistical treatment, we obtained a discriminant function that distinguishes chemically production areas. Thus, it was possible to calculate the rate of correct classification of the function was 76.3%. To validate this model the accuracy rate was 86% / Ao longo da explora??o de petr?leo de jazidas em terra (onshore) ou no mar (offshore), existe gera??o concomitante de um efluente aquoso, denominado ?gua produzida, que representa a maior corrente de res?duo na produ??o do ?leo cru. A rela??o entre a composi??o qu?mica dos ?leos e das ?guas de produ??o, bem como as condi??es em que este processo ocorre ou ? favorecido ainda s?o pouco estudadas. A ?rea escolhida para o estudo possui uma importante reserva petrol?fera e um importante aqu?fero saturado em ?gua doce mete?rica. O objetivo desse trabalho ? estudar alguns par?metros qu?micos na ?gua produzida para cada zona-reservat?rio de produ??o em campos maduros de petr?leo da Forma??o A?u, utilizando a hidroqu?mica e a an?lise estat?stica para servir de refer?ncia e serem utilizados como ferramentas indicadoras frente a intervalos produtores de ?gua nos po?os produtores de petr?leo. Foram coletadas amostras de po?os distintos em 6 diferentes zonas de produ??o e foram medidos 50 par?metros, que podem ser classificados em tr?s grupos: ?nions, c?tions e propriedades f?sico-qu?micas (considerando-se apenas os par?metros que geraram valores acima dos limites de detec??o em todas as amostras). Atrav?s da caracteriza??o hidroqu?mica observou-se um dom?nio de ?guas cloretadas s?dicas e cloretadas c?lcicas ou magnesianas (mista) nas ?guas de po?os das diversas zonas na Forma??o A?u e, com a aplica??o de um tratamento estat?stico, obteve-se uma fun??o discriminante que distingue quimicamente as zonas de produ??o. Assim, foi poss?vel calcular a taxa de acerto de classifica??o da fun??o que foi de 76,3%. Para a valida??o desse modelo a taxa de acerto foi de 86%

O surgimento da Lei do Petróleo, Lei 9.478/97, abriu uma nova frente de investimentos para o capital privado. O setor de exploração e produção de petróleo, antes sob monopólio estatal, passou a ser de interesse de diversas empresas privadas. Com a supervisão da ANP, surgiram as rodadas de licitações para concessão do direito de exploração e produção de petróleo dos campos ofertados. Os campos maduros e marginais foram então uma oportunidade de fomento aos negócios de petróleo devido à necessidade de uma operação mais eficiente, porém exigindo menores investimentos e necessidade técnica específica. Esta dissertação tem por objetivo expor o panorama econômico do setor de exploração e produção de petróleo para pequenas e médias empresas que atuam na região da Bacia Potiguar, Rio Grande do Norte, a partir de pesquisas e levantamentos de dados sobre: os conceitos teóricos de campos marginais e maduros e de pequenas e médias empresas; o histórico brasileiro de produção independente de petróleo; a geografia física e humana da Bacia Potiguar; e as barreiras econômicas encontradas por pequenas e médias empresas que atuam no setor de exploração e produção de petróleo. Depois de apresentadas e justificadas todas as hipóteses, são realizadas simulações de diferentes cenários para análise da viabilidade de um empreendimento de reativação de um campo marginal de petróleo. Utilizando a metodologia de fluxo de caixa descontado, foi possível avaliar o Valor Presente Líquido, Taxa Interna de Retorno e Payback do empreendimento. A partir da análise do fluxo de caixa e da sensibilidade de algumas premissas, avaliou-se o comportamento do Valor Presente Líquido do empreendimento em função das mudanças do preço de venda do barril de petróleo, do volume de produção do campo e de outros parâmetros escolhidos. Por fim, foi feita uma comparação entre trabalhos cujos autores propuseram temas semelhantes, para efeito de comparação e comprovação da sensibilidade e viabilidade dos campos. / The emergence of the Petroleum Law, Law 9.478/97, opened a new investment front for private capital. The upstream sector, previously under state monopoly, became a focus of interest from several private companies. With the supervision of the ANP, came rounds of bidding to grant exploration and production rights to the available oil fields. Mature and marginal fields were then a development opportunity in the oil business due to the need for a leaner operation, while requiring less investment and specific technical necessity. This thesis aims to expose the economic outlook of the onshore upstream sector for small and medium-sized companies operating in the Potiguar Basin region, Rio Grande do Norte, based on research and data surveys about: the theoretical concepts of marginal and mature fields and small and medium companies; the history of Brazilian independent oil production; the physical and human geography of the Potiguar Basin as well as the economic barriers faced by small and medium-sized companies operating in the oil exploration and production sector. After the presentation and justification of all hypotheses, simulations are carried out with different scenarios for analyzing the feasibility of the reactivation of a marginal oil field. Using the discounted cash flow method, it was possible to evaluate the Net Present Value, Internal Rate of Return and Payback of the project. From the analysis of cash flow and the sensitivity of some assumptions, we evaluated the behavior of the Net Present Value due to the sale price changes of the oil barrel, the volume of oil production in the field and other chosen parameters. Finally, a comparison between other papers whose authors have proposed similar themes was made, for comparison and verification of the sensitivity and viability of the fields.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:08:51Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DeboraCMP_DISSERT_Pre-textuais.pdf: 440461 bytes, checksum: de18053fd5097e8172e698a19f80a5e7 (MD5) Previous issue date: 2012-03-30 / Produced water is characterized as one of the most common wastes generated during exploration and production of oil. This work aims to develop methodologies based on comparative statistical processes of hydrogeochemical analysis of production zones in order to minimize types of high-cost interventions to perform identification test fluids - TIF. For the study, 27 samples were collected from five different production zones were measured a total of 50 chemical species. After the chemical analysis was applied the statistical data, using the R Statistical Software, version 2.11.1. Statistical analysis was performed in three steps. In the first stage, the objective was to investigate the behavior of chemical species under study in each area of production through the descriptive graphical analysis. The second step was to identify a function that classify production zones from each sample, using discriminant analysis. In the training stage, the rate of correct classification function of discriminant analysis was 85.19%. The next stage of processing of the data used for Principal Component Analysis, by reducing the number of variables obtained from the linear combination of chemical species, try to improve the discriminant function obtained in the second stage and increase the discrimination power of the data, but the result was not satisfactory. In Profile Analysis curves were obtained for each production area, based on the characteristics of the chemical species present in each zone. With this study it was possible to develop a method using hydrochemistry and statistical analysis that can be used to distinguish the water produced in mature fields of oil, so that it is possible to identify the zone of production that is contributing to the excessive elevation of the water volume. / A ?gua produzida caracteriza-se como um dos res?duos mais comuns gerados durante as fases de explora??o e produ??o de petr?leo. Este trabalho tem como objetivo desenvolver metodologias baseadas em processos estat?stico-comparativos de an?lises hidrogeoqu?micas de zonas de produ??o com o objetivo de minimizar tipos de interven??es de altos custos para realiza??o de teste de identifica??o de fluidos TIF. Para o estudo, foram coletadas 27 amostras de cinco zonas de produ??o diferentes e foram medidos um total de 50 esp?cies qu?micas. Ap?s as an?lises qu?micas foi aplicado o tratamento estat?stico aos dados, utilizando o Software Estat?stico R, vers?o 2.11.1. O tratamento estat?stico foi realizado em tr?s etapas. Na primeira etapa, o objetivo foi verificar o comportamento das esp?cies qu?micas em estudo em cada zona de produ??o atrav?s da an?lise gr?fica descritiva. A segunda etapa consistiu em identificar uma fun??o que classificasse as zonas de produ??o de cada amostra, utilizando An?lise Discriminante. Na etapa de treinamento, a taxa de acerto de classifica??o da fun??o da an?lise discriminante foi de 85,19%. A etapa seguinte do tratamento estat?stico dos dados utilizou An?lise de Componentes Principais para, atrav?s da redu??o do n?mero de vari?veis obtidas a partir da combina??o linear das esp?cies qu?micas, tentar melhorar a fun??o discriminante obtida na segunda etapa e aumentar o poder de discrimina??o dos dados, por?m o resultado n?o foi satisfat?rio. Na An?lise de Perfis foram obtidas curvas para cada zona de produ??o, baseadas nas caracter?sticas das esp?cies qu?micas presentes em cada zona. Com este trabalho foi poss?vel desenvolver uma metodologia utilizando a hidroqu?mica e a an?lise estat?stica que pode ser utilizada para distinguir a ?gua produzida em campos maduros de petr?leo, de forma que seja poss?vel identificar a zona de produ??o que est? contribuindo para a eleva??o excessiva do volume de ?gua.

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:27:13Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AliciaVBSP_DISSERT.pdf: 1974718 bytes, checksum: ea476096d171e96a4e18c31f64aa596c (MD5) Previous issue date: 2009-09-03 / Instituto Brasileiro de Petr?leo, G?s e Biocombust?veis / Under the circumstances of the desestatization that penetrate Brazilian economy in the 90‟s, new features in the monopoly of oil by the Union were designed by the constitutional amendment number 9. of 1995. This deep change in the legal regime of oil sector brought the possibility of entrance to small and medium size producers in this industry, especially through the production activities developed in mature and marginal fields of oil, which are located mainly in northeast region of Brazil. Considering that the intervention of state over the economy finds its guidelines and limits in Federal Constitution disposals, the present work investigated in which way states regulation, mainly through taxation rules, has obeyed the constitutional regime in force, and specially, the reduction of regional inequalities principle. By mean, firstly, of an analysis of central concepts (mature fields, marginal fields, small and medium size producers) we observed that the imprecision over the conceptual aspect has constituted an obstacle to a specific states‟ regulation, directed to this newborn class of producers, whose growth has been pursuit by the state. That is verified in the case of concession procedures, and also, concerning the taxation system applied to small and medium size producers. Examining the main constitutional principles related to this universe which are the legality, equality, privileged treatment to small enterprises, contributive capacity, and reduction of regional inequalities we conclude that it is legally possible, a truly specific regulation, including a special taxation regime, to the small and medium size producers whose activities are concentrate over mature-marginal fields, aiming the concretization of the Brazilian state main goals / No contexto de desestatiza??o que permeou a economia brasileira na d?cada de 1990, surgiu a Emenda Constitucional 9/95, que deu contornos mais flex?veis ao monop?lio da Uni?o sobre o petr?leo. Tal modifica??o no regime jur?dico do setor petrol?fero trouxe a possibilidade de inser??o de pequenos e m?dios produtores, sobretudo no ?mbito da produ??o em campos maduros e marginais de petr?leo, os quais se situam majoritariamente na regi?o Nordeste. Considerando que a interven??o do Estado sobre o dom?nio econ?mico encontra diretrizes e limites postos pela Constitui??o Federal, o presente trabalho investiga de que forma a atividade regulat?ria do Estado, principalmente por interm?dio de normas tribut?rias, tem se conformado ao regime constitucional vigente e, em especial, ao princ?pio da redu??o das desigualdades regionais. Por meio, primeiramente, da an?lise dos conceitos centrais envolvidos (campos maduros, campos marginais, pequenos e m?dios produtores) observou-se que a imprecis?o que circunda o aspecto conceitual tem constitu?do entrave a uma regula??o estatal espec?fica para esta nascente classe de produtores, cujo est?mulo tem sido propugnado pelo Estado em diversos ?mbitos normativos. Tal se verifica tanto no caso dos procedimentos de concess?o quanto no tratamento tribut?rio que vem sendo conferido aos pequenos e m?dios produtores do setor. Por meio do exame dos principais princ?pios constitucionais pertinentes ao tema da legalidade, da igualdade, do tratamento favorecido a empresas de pequeno porte, capacidade contributiva e redu??o das desigualdades regionais , constata-se que ? juridicamente poss?vel uma regula??o verdadeiramente diferenciada, incluindo-se um regime tribut?rio espec?fico, para a atividade dos pequenos e m?dios produtores sobre os campos maduro-marginais, com o fito de concretizar os fins prec?puos do Estado brasileiro