A successful Chemical Enhanced Oil Recovery (CEOR) program starts with a proper process selection for a given field, followed by a formulation of the batch components and a representative simulation step. Also, lab studies, field data, pilot testing, and economic analyses are required before project implementation. This work discusses the state of the art of the Surfactant-Polymer flood (SP) EOR technique, specifically for carbonate reservoirs, and states a methodology mixing laboratory, literature and reservoir simulation, to assess its applicability under economic and geological uncertainties. First, it is explained concepts related to the research, such as polymer, surfactant, microemulsion, functionalities of each chemical injected, advantages, and disadvantages. Second, a state of the art is developed about recent SP advances. Third, it is described the laboratory method being used to evaluate some properties of the chemicals injected for the Polymer flooding (PF) and SP flooding. Later, the simulation study step being conducted is explained, which will define the volume recovered and Net Present Value (NVP) obtained for the PF, SP injections and water flooding, in different economic and geological scenarios for two models resembling carbonate Brazilian reservoirs. Finally, it is discussed the results obtained, future researches that could be performed, and the respective bibliography. As part of this research, it was verified the Xanthan gum shows adequate results at different concentrations; that a surfactant specifically selected for a carbonate rock with low Interfacial tension and low adsorption is required; also that for the Lula based model although the polymer flooding and Surfactant-Polymer simulation brought some benefits, when compared with the waterflooding, on different economic scenarios and geological models, the high cost associated to the chemical handling facilities and volume spent do not make favorable its application in any scenario. On the contrary for the Cerena I field model, it was found the SP and Polymer flooding on all cases brought better results when compared with the water injection. Concluding that the performance and success of a CEOR program require finding the correct slug characteristics for the unique conditions of each reservoir. In this research the reservoir with higher production rates made possible the use of Chemical EOR presenting better results than a water injection however in the smaller model they were not economically viable due to the additional associated prices. / Um programa bem-sucedido de recuperação melhorada de petróleo por método químico (CEOR) começa com uma seleção precisa do processo para um determinado campo, seguido pela formulação dos componentes e uma etapa de formulação representativa. Adicionalmente, testes laboratoriais, dados de campos, testes pilotos e análises econômicas são necessárias antes da implementação de um projeto. Este trabalho discute o estado da arte da técnica de recuperação melhorada de petróleo (EOR) pela injeção de surfactante-polímero (SP), especificamente para reservatórios carbonáticos e, utilizada uma metodologia baseada em dados de laboratório, literatura e de simulação de reservatório para avaliar sua aplicabilidade sob incertezas econômicas e geológicas. Primeiramente, são explicados conceitos necessários a este trabalho relacionados com polímero, surfactante, microemulsão, funcionalidades de cada produto químico injetado, vantagens e desvantagens. Em segundo lugar, um estado da arte é desenvolvido sobre os avanços recentes do SP. Após, descreve-se os métodos laboratoriais utilizados para avaliar algumas propriedades dos produtos químicos usados nas injeções de Polímeros (PF) e SP. Posteriormente, é explicada a etapa do estudo de simulação, que definirá o volume recuperado e o valor presente líquido (NVP), obtidos para injeções PF, SP e água, em diferentes cenários econômicos e geológicos, para dois modelos semelhantes a reservatórios carbonáticos brasileiros. Por fim, são discutidos os resultados obtidos, sugestões de trabalhos futuros e apresentação da bibliografia. Como parte desta pesquisa, verificou-se que a goma xantana apresenta resultados consistentes em diferentes concentrações e que é necessário um surfactante especificamente selecionado para uma rocha carbonática, possuindo baixa tensão interfacial e baixa adsorção. Para o modelo baseado em Lula, embora a simulação de injeção de polímero e surfactante-polímero tenham trazido alguns benefícios, quando comparados com a injeção de água, em diferentes cenários econômicos e modelos geológicos, o alto custo associado às instalações de manipulação química e volume gasto não favorece sua aplicação em qualquer cenário. Por outro lado, no modelo de campo Cerena I, verificou-se que as injeções de SP e de polímero, em todos os casos, trouxeram melhores resultados quando comparadas com a injeção de água. Concluindo, o desempenho e o sucesso de um programa de CEOR exige encontrar as corretas características de slugs para condições únicas de cada reservatório. Neste trabalho, o reservatório com maiores taxas de produção infere que o método químico de EOR apresente melhores resultados quando comparado com a injeção de água.

O desejo por energia aumenta à medida que o número de pessoas cresce e o aumento de seu padrão de vida conduz a maiores demandas para conforto. Para atender a este desafio, torna-se fundamental trazer novas fontes de suprimento de energia para o mercado. Estas precisam atender a critérios cada vez mais restritos de sustentabilidade. Abundantes recursos de gás natural estão geograficamente distribuídos ao longo da costa do Sudeste do Brasil, na região conhecida como polígono do Pré-Sal. No entanto, avanços crescentes em tecnologia são requeridas para trazer esse gás natural com eficiência às pessoas que precisam dele. A liquefação e transporte em pequena e média escala surge como opção estudada neste trabalho. A partir do ano 2000, o mundo testemunhou um aumento no interesse pela entrega do Gás Natural Liquefeito (GNL) diretamente ao consumidor. O gás natural representa cerca de 1/4 da demanda global de energia, 10% do qual é fornecido na forma de GNL. O GNL assume rapidamente um papel importante nas perspectivas energéticas mundiais uma vez que cresceu mais rápido do que qualquer outra fonte de gás - a uma média de 7% ao ano entre 2000 e 2015. A dissertação apresenta uma visão geral dos números do gás natural no Brasil, e no mundo, assim como uma revisão do mercado mundial de GNL identificando o crescente interesse por soluções de pequena e média escala (Small and Medium Scale Liquefied Natural Gas, SMSLNG). São examinados os detalhes da produção brasileira de GNL, decorrente da implantação, em 2006, do Projeto Gemini, uma planta de liquefação de pequena escala localizada na cidade de Paulínia SP. Em seguida, discute-se sobre a implementação de projetos de importação de GNL no Brasil. A partir dessas experiências passadas analisa-se os fatores facilitadores e as eventuais barreiras para o desenvolvimento do conceito de SMSLNG como solução tecnológica para liquefação de produções de gás natural de pequena e média escala na área do Pré-Sal da região Sudeste do Brasil. O trabalho conclui demonstrando que tecnologias para produção e manuseio do GNL em menores escalas encontram-se disponíveis no plano internacional e podem, efetivamente, colaborar para a monetização de fontes de suprimento de gás natural da área do Pré-Sal, tendo os mercados domésticos como destino. Porém, estratégias propostas para o desenvolvimento do SMSLNG aqui no Brasil dependem da melhoria da infraestrutura de distribuição do gás natural em todo o país e de avanços no quadro normativo e regulatório. Apresenta-se como estudo de caso, uma análise econômica da monetização do gás natural associado de um campo produtor do Pré-Sal. Os resultados comprovam que a solução SMSLNG representa uma oportunidade realista, e que merece pesquisas mais refinadas no futuro, para monetizar o gás natural associado em projetos offshore de pequena e média escala. Conclui-se com propostas de desenvolvimento de soluções de SMSLNG como alternativa de curto prazo para que o país possa superar dilemas impostos pela ausência de robusta infraestrutura dutoviária para escoar o gás natural tanto nas regiões produtivas do Pré-Sal como nos mercados domésticos de destino final do gás. / The desire for energy increases as the number of people grows and the increase in their standard of living leads to greater demands for comfort. To meet this challenge, it is fundamental to bring new sources of energy supply to the market. These need to meet ever more stringent sustainability criteria. Abundant natural gas resources are geographically distributed along the southeastern coast of Brazil, in the region known as the Pre-Salt polygon. However, growing advances in technology are required to bring this natural gas efficiently to the people who need it. The liquefaction and transport in small and medium scale appears as an option studied in this work. Since the year 2000, the world has witnessed an increase in interest in delivering Liquefied Natural Gas (LNG) directly to the consumer. Natural gas accounts for about 1/4 of global energy demand, 10% of which is supplied in the form of LNG. LNG quickly assumes an important role in the world\'s energy prospects as it has grown faster than any other source of gas - at an average of 7% a year between 2000 and 2015. The dissertation gives an overview of the numbers of natural gas in the Brazil, and the world, as well as a review of the global LNG market, identifying the growing interest in Small and Medium Scale Liquefied Natural Gas (SMSLNG). The details of the Brazilian LNG production are examined, due to the implementation in 2006 of the Gemini Project, a small scale liquefaction plant located in the city of Paulínia (SP). Next, we discuss the implementation of LNG import projects in Brazil. From these past experiences we analyze the facilitating factors and possible barriers for the development of the SMSLNG concept as a technological solution for the liquefaction of small and medium-scale natural gas productions in the Pre-Salt area of the Southeast region of Brazil. The dissertation concludes by demonstrating that technologies for LNG production and handling at smaller scales are available internationally and can effectively collaborate for the monetization of natural gas supply sources in the Pre-Salt area, with domestic markets as destiny. However, strategies proposed for the development of the SMSLNG here in Brazil depend on the improvement of the natural gas distribution infrastructure throughout the country and on advances in the regulatory framework. An economic analysis of the monetization of the associated natural gas of a field producing the Pre-Salt is presented as case study. The results prove that the SMSLNG solution represents a realistic opportunity, and deserves more refined research in the future, to monetize associated natural gas in small and medium scale offshore projects. It concludes with proposals for the development of SMSLNG solutions as a short-term alternative so that the country can overcome dilemmas imposed by the absence of a robust pipeline infrastructure to leach natural gas both in the productive regions of the Pre-Salt and in the final destination domestic markets of gas

Made available in DSpace on 2016-04-26T20:48:42Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Jackeline Bertuolo Barron Guerra Vicente.pdf: 2125197 bytes, checksum: 4396583e4ad1516ef106634da02b97a2 (MD5) Previous issue date: 2015-03-12 / This work aims at analysing the impacts associated with oil extraction from the Brazilian pre-salt layers, particularly those concerning the balance of trade, the Dutch disease and the deindustrialization process. We present data indicating that Brazil is facing a deindustrialization process due, to a great extent, to the effects of the Dutch disease, which is evident from the reduction of the manufacturing sector s contribution to GDP and from the increasing importance of primary goods exports in the export basket. We consider the potential for wealth creation, the negative impacts associated with oil extraction from pre-salt layers and suggest some alternatives to minimize such impacts. Hence, in order to avoid further aggravation of foreign exchange and deindustrialization problems due to pre-salt oil exports, we present a number of suggested measures, with an emphasis on consistent industrial policies, capable of stimulating various segments, thus reverting the deindustrialization process and directing pre-salt revenues towards the country s social and economic development. Petrobras, the state-owned oil sector company, has played and still plays a strategic role in pre-salt oil discovery and extraction. Moreover, it can be used to foster investments as a way of stimulating the development of its corresponding chain of goods and services / O trabalho tem por objetivo analisar os impactos da exploração do petróleo das camadas do pré-sal brasileiro, especialmente no que se refere à balança comercial, à doença holandesa e ao processo de desindustrialização. São apresentados dados que indicam que o Brasil enfrenta um processo de desindustrialização, em boa parte causado pelos efeitos da doença holandesa, verificado pela redução da participação da indústria manufatureira na composição do PIB e pela reprimarização da pauta de exportação. Avalia-se a potencial riqueza a ser gerada, os impactos negativos da exploração do pré-sal e sugere-se algumas alternativas para reduzir tais impactos. Assim, para evitar que os problemas cambiais e também da desindustrialização se agravem devido ao resultado das exportações do petróleo do pré-sal, são apresentadas algumas discussões para a utilização dos recursos, com ênfase para a instituição de uma política industrial consistente, capaz de estimular vários segmentos, que reverta o processo de desindustrialização e destine as rendas do pré-sal para o desenvolvimento social e econômico do país. A Petrobras, estatal do setor de petróleo, teve e tem um papel estratégico na descoberta e produção do petróleo do pré-sal. Ademais, pode ser utilizada como indutora dos investimentos de modo a estimular o desenvolvimento de toda a cadeia de bens e serviços a ela associada

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / As reservas brasileiras de petróleo e gás natural apresentarão um significativo crescimento a partir do desenvolvimento das reservas da camada do pré-sal. Segundo estimativas elaboradas pela EPE e pela EIA, nos próximos vinte anos, haverá um quadro de grande oferta de gás natural no país, com a oferta excedendo a demanda. Como o segmento de transporte do gás natural tem grande importância na formação do custo desse energético, uma tecnologia de transporte menos onerosa irá proporcionar um cenário mais vantajoso para a entrada do gás no mercado. A presente dissertação analisa duas tecnologias disponíveis para escoamento do gás natural da camada pré-sal gasoduto submarino e gás natural liquefeito embarcado e as possibilidades de utilização no mercado interno ou para ser exportado. De acordo com dados da Petrobras, foram utilizadas três rotas para escoar o gás do pré-sal. A metodologia Valor Presente Líquido (VPL) foi utilizada para analisar qual dos investimentos em transporte é mais viável economicamente. Os resultados mostraram que de acordo com as perspectivas de produção do gás natural no horizonte de tempo analisado as duas tecnologias serão viáveis, com o transporte por gasodutos a alternativa mais viável economicamente. / The Brazilian reserves of oil and natural gas will present a significant growth from the development of the reserves of the pre-salt layer. According to estimates prepared by the EPE and the EIA, the next twenty years, the supply of natural gas will exceed demand. As the transportation sector natural gas has great importance in the formation of the cost of energy, a less costly transport technology will provide a more advantageous to enter the gas market. This dissertation examines two technologies available to transport the gas from the pre-salt layer - offshore pipeline and liquefied natural gas shipped - and the possibilities of using the domestic market or for export. According to data from Petrobras, three routes were used to drain the gas from the pre-salt. The methodology Net Present Value (NPV) was used to analyze which of the investments in transport is more economically viable. The results showed that according to the outlook for natural gas production in the time horizon analyzed the two technologies will be feasible to transport by pipeline economically the most viable alternative.

A experiência do mundo desenvolvido mostra que o crescimento econômico de um país sempre requer uma grande disponibilidade de capacidade de produção própria de energia, a preços de mercado competitivos e atraentes. A estabilidade de relações comerciais, definidas por uma regulação transparente e objetiva, adiversidade de fontes supridoras e a existência de políticas de governo que incentivemo desenvolvimento sustentável do mercado consumidor são requisitos imprescindíveis à captação de novos investidores para o setor energético. Não obstante o incremento recente do percentual de gás natural na matriz energética nacional e a perspectiva mundial de aumento do uso deste combustível, alguns desafios ainda se interpõem ao efetivo crescimento da participação do gás natural no mercado energético nacional. Itens críticos para a expansão do uso do gás natural no Brasil, tais como a realização de grandes investimentos em infraestrutura de produção, transporte e distribuição, a exploração das principais reservas de hidrocarbonetos, a redução das incertezas com relação à evolução da demanda por gás no mercado industrial e termelétrico, aliados aos grandes desafios tecnológicos para produção do pré-sal brasileiro geram grandes riscos ao retorno de investimentos no setor, causando postergações ao desenvolvimento de novas áreas de produção e à expansão da demanda de gás. O objetivo deste trabalho é apresentar uma visão ampla do mercado brasileiro de gás natural, baseada emcenários possíveis e desafios futuros à expansão da utilização do gás no país, desenvolvidos a partir da análise de levantamento de dados de produção e consumo e do atual estágio da evolução da indústria gasífera brasileira. Este trabalho apresenta também um conjunto de proposições como objetivo de mitigar as dificuldades citadas e alavancar o desenvolvimento do mercado de gás no Brasi

Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / As reservas brasileiras de petróleo e gás natural apresentarão um significativo crescimento a partir do desenvolvimento das reservas da camada do pré-sal. Segundo estimativas elaboradas pela EPE e pela EIA, nos próximos vinte anos, haverá um quadro de grande oferta de gás natural no país, com a oferta excedendo a demanda. Como o segmento de transporte do gás natural tem grande importância na formação do custo desse energético, uma tecnologia de transporte menos onerosa irá proporcionar um cenário mais vantajoso para a entrada do gás no mercado. A presente dissertação analisa duas tecnologias disponíveis para escoamento do gás natural da camada pré-sal gasoduto submarino e gás natural liquefeito embarcado e as possibilidades de utilização no mercado interno ou para ser exportado. De acordo com dados da Petrobras, foram utilizadas três rotas para escoar o gás do pré-sal. A metodologia Valor Presente Líquido (VPL) foi utilizada para analisar qual dos investimentos em transporte é mais viável economicamente. Os resultados mostraram que de acordo com as perspectivas de produção do gás natural no horizonte de tempo analisado as duas tecnologias serão viáveis, com o transporte por gasodutos a alternativa mais viável economicamente. / The Brazilian reserves of oil and natural gas will present a significant growth from the development of the reserves of the pre-salt layer. According to estimates prepared by the EPE and the EIA, the next twenty years, the supply of natural gas will exceed demand. As the transportation sector natural gas has great importance in the formation of the cost of energy, a less costly transport technology will provide a more advantageous to enter the gas market. This dissertation examines two technologies available to transport the gas from the pre-salt layer - offshore pipeline and liquefied natural gas shipped - and the possibilities of using the domestic market or for export. According to data from Petrobras, three routes were used to drain the gas from the pre-salt. The methodology Net Present Value (NPV) was used to analyze which of the investments in transport is more economically viable. The results showed that according to the outlook for natural gas production in the time horizon analyzed the two technologies will be feasible to transport by pipeline economically the most viable alternative.

A experiência do mundo desenvolvido mostra que o crescimento econômico de um país sempre requer uma grande disponibilidade de capacidade de produção própria de energia, a preços de mercado competitivos e atraentes. A estabilidade de relações comerciais, definidas por uma regulação transparente e objetiva, adiversidade de fontes supridoras e a existência de políticas de governo que incentivemo desenvolvimento sustentável do mercado consumidor são requisitos imprescindíveis à captação de novos investidores para o setor energético. Não obstante o incremento recente do percentual de gás natural na matriz energética nacional e a perspectiva mundial de aumento do uso deste combustível, alguns desafios ainda se interpõem ao efetivo crescimento da participação do gás natural no mercado energético nacional. Itens críticos para a expansão do uso do gás natural no Brasil, tais como a realização de grandes investimentos em infraestrutura de produção, transporte e distribuição, a exploração das principais reservas de hidrocarbonetos, a redução das incertezas com relação à evolução da demanda por gás no mercado industrial e termelétrico, aliados aos grandes desafios tecnológicos para produção do pré-sal brasileiro geram grandes riscos ao retorno de investimentos no setor, causando postergações ao desenvolvimento de novas áreas de produção e à expansão da demanda de gás. O objetivo deste trabalho é apresentar uma visão ampla do mercado brasileiro de gás natural, baseada emcenários possíveis e desafios futuros à expansão da utilização do gás no país, desenvolvidos a partir da análise de levantamento de dados de produção e consumo e do atual estágio da evolução da indústria gasífera brasileira. Este trabalho apresenta também um conjunto de proposições como objetivo de mitigar as dificuldades citadas e alavancar o desenvolvimento do mercado de gás no Brasi

Submitted by Clara Costellini de Souza (costellini@gmail.com) on 2012-06-27T15:15:54Z No. of bitstreams: 1 Dissertação.pdf: 822818 bytes, checksum: 664b494bc78c1e41c1564b71043274ae (MD5) / Approved for entry into archive by Marcia Bacha (marcia.bacha@fgv.br) on 2012-08-30T12:01:59Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação.pdf: 822818 bytes, checksum: 664b494bc78c1e41c1564b71043274ae (MD5) / Made available in DSpace on 2012-08-30T12:02:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação.pdf: 822818 bytes, checksum: 664b494bc78c1e41c1564b71043274ae (MD5) Previous issue date: 2012-06-22 / In this paper, we study by means of a theoretical approach the Brazilian production sharing regime for oil exploration approved in Law No 12.351. Some works in the almost common value auctions literature were also analysed. Furthermore, we develop a model for production sharing with asymmetric information to capture certain aspects of the Brazilian sharing model. Using numerical solutions, we discuss the bidders' strategies and their expected gains. / Neste trabalho, estudamos o regime de partilha de produção brasileiro, instituído pela Lei N$^o$ 12.351, para exploração de petróleo através de uma abordagem teórica. Alguns artigos da literatura de leilões de valor quase comum foram estudados aqui. Além disso, desenvolvemos um modelo de partilha de produção com informação assimétrica a fim de capturar algumas características do modelo de partilha brasileiro. Através de solução numérica, fazemos uma análise das estratégias dos participantes e dos ganhos esperados.

Agência Nacional do Petróleo / Financiadora de Estudos e Projetos / O tema a respeito do financiamento da exploração e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos nas áreas do Pré-Sal tem sido motivo de debate entre estudiosos e profissionais da área. No novo regime de exploração e produção previsto na Lei n 12.351/2010, a Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) será a operadora de todos os blocos contratados, ou seja, responsável pela condução e execução, direta ou indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção. Tal incumbência legal, por si só, denota o volume de investimentos que a Petrobras deverá realizar nos próximos anos, seja com recursos próprios ou de terceiros, para exploração dessas novas áreas descobertas. Ademais, as sociedades contratadas para empreender as operações exploratórias também necessitarão de recursos, uma vez que, junto com a Petrobras, assumirão os custos e os investimentos referentes às atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, fabricação e desativação das instalações de exploração e produção decorrentes dos contratos de partilha. As debêntures conversíveis em ações apresentam-se como uma alternativa viável para a captação de recursos financeiros, além de proporcionarem vantagens, se comparadas com outras formas de financiamento, como empréstimos junto a instituições financeiras e aumento de capital, uma vez que é a companhia emissora responsável por decidir, por exemplo, a data e prazo de vencimento das debêntures e a forma de remuneração dos subscritores de tais títulos. O novo regime legal das debêntures, instituído pela Lei n 12.431/2011, também veio a facilitar o uso desse instrumento para financiar as atividades de produção e exploração de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos nas áreas do Pré-Sal. A Petrobras, mesmo enquanto sociedade de economia mista, poderá emitir debêntures conversíveis em ações, observadas algumas regras para a manutenção do seu controle pela União. / The financing of oil, natural gas and other fluid hydrocarbons exploration and production in the Pre Sal areas has currently been a debated matter among scholars and professionals. Under the new exploration and production regime set forth in Law No. 12.351/2010, Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) will act as an operator of all contracted blocks, thus, it shall be responsible for the direct or indirect management and performance of all of the activities related to the exploration, evaluation, development, production and deactivation of the exploration and production facilities. This legal arrangement by itself denotes the volume of investments that Petrobras is expected to achieve, through the use of its own resources, in the coming years. Moreover, the companies contracted to perform the exploration activities will also be in need of a large amount of resources, since they, alongside with Petrobras, will bear the costs and expenses arising out of the exploration, evaluation, development, production and deactivation of the exploration and production facilities in connection with the sharing contracts. Convertible debentures present themselves as a feasible alternative to obtain the required financial resources in the securities exchange market, as well as are also more advantageous than other capitalization mechanisms, such as traditional bank loans or capital underwriting share subscriptions, since the issuing company is responsible for deciding, e.g., the debenture maturity date and the way that its underwriters will be remunerated. The new legal regime of the debentures, established by Law No. 12.431/2011, was also created to simplify the use of this instrument in order to finance the production and the exploration of oil, natural gas and other fluid hydrocarbons in the Pre Sal areas. Despite being a government-controlled company, Petrobras will be able to issue convertible debentures, provided that it complies with the rules related to its control by the government.

Agência Nacional do Petróleo / Financiadora de Estudos e Projetos / O tema a respeito do financiamento da exploração e produção de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos nas áreas do Pré-Sal tem sido motivo de debate entre estudiosos e profissionais da área. No novo regime de exploração e produção previsto na Lei n 12.351/2010, a Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) será a operadora de todos os blocos contratados, ou seja, responsável pela condução e execução, direta ou indireta, de todas as atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, produção e desativação das instalações de exploração e produção. Tal incumbência legal, por si só, denota o volume de investimentos que a Petrobras deverá realizar nos próximos anos, seja com recursos próprios ou de terceiros, para exploração dessas novas áreas descobertas. Ademais, as sociedades contratadas para empreender as operações exploratórias também necessitarão de recursos, uma vez que, junto com a Petrobras, assumirão os custos e os investimentos referentes às atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento, fabricação e desativação das instalações de exploração e produção decorrentes dos contratos de partilha. As debêntures conversíveis em ações apresentam-se como uma alternativa viável para a captação de recursos financeiros, além de proporcionarem vantagens, se comparadas com outras formas de financiamento, como empréstimos junto a instituições financeiras e aumento de capital, uma vez que é a companhia emissora responsável por decidir, por exemplo, a data e prazo de vencimento das debêntures e a forma de remuneração dos subscritores de tais títulos. O novo regime legal das debêntures, instituído pela Lei n 12.431/2011, também veio a facilitar o uso desse instrumento para financiar as atividades de produção e exploração de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos nas áreas do Pré-Sal. A Petrobras, mesmo enquanto sociedade de economia mista, poderá emitir debêntures conversíveis em ações, observadas algumas regras para a manutenção do seu controle pela União. / The financing of oil, natural gas and other fluid hydrocarbons exploration and production in the Pre Sal areas has currently been a debated matter among scholars and professionals. Under the new exploration and production regime set forth in Law No. 12.351/2010, Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras) will act as an operator of all contracted blocks, thus, it shall be responsible for the direct or indirect management and performance of all of the activities related to the exploration, evaluation, development, production and deactivation of the exploration and production facilities. This legal arrangement by itself denotes the volume of investments that Petrobras is expected to achieve, through the use of its own resources, in the coming years. Moreover, the companies contracted to perform the exploration activities will also be in need of a large amount of resources, since they, alongside with Petrobras, will bear the costs and expenses arising out of the exploration, evaluation, development, production and deactivation of the exploration and production facilities in connection with the sharing contracts. Convertible debentures present themselves as a feasible alternative to obtain the required financial resources in the securities exchange market, as well as are also more advantageous than other capitalization mechanisms, such as traditional bank loans or capital underwriting share subscriptions, since the issuing company is responsible for deciding, e.g., the debenture maturity date and the way that its underwriters will be remunerated. The new legal regime of the debentures, established by Law No. 12.431/2011, was also created to simplify the use of this instrument in order to finance the production and the exploration of oil, natural gas and other fluid hydrocarbons in the Pre Sal areas. Despite being a government-controlled company, Petrobras will be able to issue convertible debentures, provided that it complies with the rules related to its control by the government.