[pt] A adoção de regimes fiscais em diversas indústrias vem sendo tema de discussões no meio acadêmico há diversos anos. Apesar de não se chegar a uma conclusão sobre qual regime é o mais eficiente, existe um consenso geral de que os regimes fiscais devem ser, tanto quanto possível, neutros. Ou seja, não devem impactar o nível de investimento e a atividade econômica devido à sua aplicação. A questão se torna ainda mais complexa quando a indústria analisada é a de exploração e produção de petróleo, na medida em que se trata de uma commodity essencial para garantir a segurança e autonomia nacional e, no caso da maior parte das reservas, com acesso restrito. No Brasil, durante anos a indústria de petróleo sequer foi capaz de garantir a autosuficiência de óleo do país. Mas recentemente, com a descoberta do mega campo de Tupi na região do pré-sal, teve início uma nova era na indústria petrolífera do país. Além do potencial de crescimento da produção de óleo nacional, surgem diversas questões quanto ao marco regulatório a ser adotado, já que sob o ponto de vista do governo, o objetivo do marco regulatório deve ser atrair investimentos e capturar o retorno econômico máximo de suas reservas. Sob as atuais circunstâncias, é provável que o governo queira aumentar sua participação sobre a produção das reservas da região do pré-sal, entretanto é preciso analisar com cuidado os reais benefícios de se adotar uma política mais restritiva frente aos pesados investimentos que serão necessários para desenvolver as reservas desta região. Este trabalho analisa cinco regimes fiscais atualmente em vigor em diferentes países, além do atual marco regulatório brasileiro, com o objetivo de avaliar como o país poderá reter o maior benefício econômico possível, através da análise de diferentes cargas tributárias, seu peso sobre a atratividade dos investimentos e o desincentivo às empresas explorarem de forma ótima as reservas das quais adquirem concessão. / [en] The adoption of tax systems in different industries has been a discussion subject in academic circles for several years. Although a conclusion hasn’t been reached yet about which system is more efficient, there is a consensus that tax systems should be neutral. In other words, the level of investment and the economic activity shouldn’t be affected by its application. The issue becomes even more complex when the industry being analyzed is upstream, to the extent that it is a commodity essential to ensure national security and autonomy, which usually has restricted access. In Brazil, for several years the oil industry wasn’t even able to guarantee domestic oil self sufficiency, but recently, with the discovery of huge Tupi field in the subsalt region, a new era began in the country s oil industry. Besides the enormous potential to increase production of domestic oil, there are several issues regarding the regulatory framework that should be adopted, since the government’s goal for the regulatory framework should be to attract investment and capture the maximum economic return of its reserves. Under current circumstances, it’s very likely that the government will consider increasing its share of the production from the subsalt region. However, the real benefits of adopting a more restrictive policy should be carefully analyzed, as heavy investments will be needed to develop the reserves in this region. This paper analyzes five tax systems currently adopted in different countries, besides the current regulatory framework in Brazil, aiming to evaluate how the country can retain the maximum economic benefit possible, through the analysis of different tax rates, its impact on investment attractiveness and the disincentive of private investment in acquiring concession of great reserves.

[pt] As descobertas no pré-sal estão entre as mais importantes no setor de óleo e gás em todo o mundo na última década. As operações de perfuração na área do pré-sal brasileiro são complexas e desafiadoras em função de fatores como águas ultra profundas, efeito do creep na seção evaporítica (fluência do sal), geologia estrutural complexa, presença de cavernas e poros de diferentes tamanhos geradores de perda de circulação. Estima-se que os custos associados à instabilidade de poços representem cerca de 5 a 10 por cento dos custos de perfuração nas fases de exploração e produção, implicando, a nível mundial, custos de centenas de milhões de dólares por ano. No presente estudo, foi desenvolvido um modelo de estabilidade de poços na área do pré-sal brasileiro utilizando-se correlações analíticas para a obtenção da janela operacional de perfuração. A janela operacional auxilia na otimização do peso de fluido que deverá ser utilizado na perfuração e é definida por um limite inferior (pressão de poros ou de colapso) e por um limite superior (gradiente de fratura). Para a construção do modelo geomecânico, foram considerados perfis de oito poços de correlação, medições diretas de pressão, provas de integridade de formação, temperatura das formações e dados públicos do world stress map. Foram realizadas análises de sensibilidade de três parâmetros para lidar com as suas respectivas incertezas e estimar suas variações: resistência uniaxial não confinada (UCS), do coeficiente de Biot e magnitude da tensão horizontal máxima (SHmax). Os resultados do estudo indicam que o gradiente de sobrecarga na profundidade dos carbonatos da área estudada (5000 até 6140m – profundidade vertical (TVD)) variaram de 13,6 a 14,3ppg (lb/gal). A análise de pressão de poros (PP) indicou que na região existem dois cenários envolvendo esse parâmetro: uma área com pressão de poros levemente alta (9,2ppg) e em outra que apresenta pressão de poros anormalmente pressurizada (13,0ppg). A análise dos resultados das provas de integridade de formação (Leak-offs tests – LOTs) possibilitou a estimativa da Razão de Tensão Horizontal Efetiva mínima (ESRmin) como sendo uma constante de 0,65 no trecho dos carbonatos e, com isso, estimou-se a tensão horizontal mínima em 12,4ppg para a região com pressão de poros levemente alta e 13,8ppg para a região de alta pressão. Os valores médios de resistência de rocha foram de 43MPa e foram comparados resultados de ensaios de resistência de uma rocha análoga ao pré-sal. A direção das tensões horizontais máximas foi estimada em cerca de 95NE e a magnitude foi estimada através do polígono de tensões, onde considerou-se diferentes cenários nos quais envolveram a variação de UCS, coeficiente de Biot e abertura de breakout. Os resultados de SHmax encontrados foram utilizados para a estimativa da Razão de Tensão Horizontal Efetiva máxima (ESRmax) que variou entre 0,95 e 1,8 em função dos cenários avaliados e, com isso, concluiu-se que o campo de falhamento na área estudada estaria entre o normal e o transcorrente. Estimou-se que a janela operacional nos carbonatos na região com PP levemente pressurizada apresenta como limite inferior valores entre 10,5 e 11,1ppg e como limite superior 12,3 a 12,6ppg. Já na região com PP anormalmente pressurizada a janela operacional para a fase dos carbonatos compreende valores entre 13,3 a 13,8ppg. A presente pesquisa apresenta também as discussões relativas às incertezas associadas à ausência de dados e o modelo constitutivo adotado. / [en] The discoveries in the pre-salt are one of the most important ones in the oil and gas industry around the world in the last decade. Drilling operations in the Brazilian pre-salt area are complex and challenging due to factors such as ultra-deep water, effect of creep in evaporite section, complex geological structure, presence of caves and vugs generating total circulation losses etc. It is estimated that the costs associated with wellbore instability problems represent about 5 to 10 percent of the drilling costs in the stages of exploration and production, generating costs around hundreds of millions of dollars a year. In this study, a wellbore stability model was built of the pre-salt area using analytical correlations to obtain a mud window. The operational window assists in optimizing the fluid weight to be used in drilling and is defined by a lower limit (pore or collapse pressure) and an upper limit (fracture gradient). In order to build the geomechanical model, eight offset well with log data, direct pressure measurements, formation integrity tests, formation temperature, and data from the world stress map were used. Sensitivity analyzes were made from uniaxial unconfined strength (UCS), Biot coefficient and magnitude of the maximum horizontal stress to evaluate model s uncertainties and estimate its variations. The geomechanical model indicates that the overburden in the carbonates of the studied area (5000 until 6140m – True Vertical Depth (TVD)) ranges from 13,6 to 14,3ppg (lb/gal). Pore pressure indicates two different behavior, presenting slightly over-pressurized (around 9,2ppg) and over-pressurized in another area (13,0ppg). The results of the formation integrity test (Leak-off tests, LOTs) were used to estimate the minimum effective stress ratio (ESRmin), a constant value around 0,65 with a minimum horizontal stress equal to 12,4ppg in the slightly overpressured zone and 13,8ppg in overpressure zone. The average values of uniaxial compressive strength (UCS) were 43MPa. The azimuth of maximum horizontal stress was estimated to be around 95NE obtained from World Stress Map. The effective maximum horizontal stress ratio (ESRmax) is ranging between 0,95 and 1,8 according to the presented scenarios and it can be concluded that the faulting stress regime is between normal and strike slip. It is estimated due to the slightly over pressured PP that the operational windows on the carbonates have as lower limits values from 10,5 to 11,1ppg and as higher limits values from 12,3 to 12,6ppg. In the area with PP abnormally pressurized the operational window to the carbonates phase is between 13,3 to 13,8ppg. The present research also discusses the uncertainties associated to the absence of available data and the constitutive models used.

[pt] O conhecimento do comportamento mecânico das rochas é fundamental para o desenvolvimento dos estudos de estabilidade voltados à construção de poços de petróleo. Neste sentido, a estimativa de suas propriedades mecânicas e a determinação do campo de tensões atuante são necessários para compreender as deformações às quais estão sujeitas. De modo a avaliar os efeitos da perfuração no comportamento mecânico das rochas, foram construídos modelos numéricos das litologias comumente descritas no pré-sal de um campo da bacia de Santos em duas etapas. Em um primeiro momento, foi idealizado um estudo de retroanálise de poço a fim de estabelecer a metodologia a ser aplicada neste trabalho. Os resultados numéricos obtidos nesta etapa reproduziram de maneira satisfatória os dados constatados em campo e, desta forma, foi possível validar a técnica utilizada. Em um segundo momento, foram construídos os modelos numéricos de litologias previstas em um poço sintético para um teste cego, tomando por base tanto as propriedades mecânicas estimadas das rochas quanto o estado de tensões in situ determinado em poços de correlação. Por último, os resultados obtidos neste teste foram comparados aos dados reais de um poço da área, de modo que foi possível corroborar a metodologia aplicada neste estudo pela coerência entre os dados numéricos e os constatados em campo. Desta forma, foi possível avaliar o comportamento mecânico das rochas no intervalo do pré-sal de poços correlacionáveis e estimar possíveis problemas geomecânicos a serem encontrados durante a etapa de perfuração. / [en] The modeling of rock mechanical behavior is essential to develop wellbore stability studies. In that sense, estimating rock mechanical properties and the in situ stress field are required tasks to understand the resulting deformations. In order to evaluate drilling effects on rock mechanical behavior, numerical models were constructed to represent the most commonly described rocks in the pre-salt session of an oil field located in Santos basin. Firstly, the author introduced the wellbore retro-analysis methodology proposed for this study. The technique was validated against real wellbore data with a fairly good match. Thereafter, a test model was conducted on a synthetic stratigraphy considering the typical occurrence of pre-salt rocks and the expected in situ stress field, as determined by correlated wellbores data. The numerical results of this test were compared to the data acquired in a local oil well and seemed to provide a reasonable fit, corroborating the applied technique. It was possible to evaluate typical pre-salt rock mechanical behavior by using correlation wellbores and still predict possible wellbore geomechanical problems during the drilling phase.

[pt] Na última década a participação dos campos do Pré-Sal brasileiro na produção nacional de petróleo aumentou substancialmente, tornando esses campos responsáveis por mais da metade da produção nacional e com perspectiva de crescimento para os próximos anos. Os reservatórios de petróleo encontrados nessa região são caracterizados por espessuras que podem variar de poucas dezenas a centenas de metros, rochas com boas qualidades permo-porosas e presença de óleo leve, com elevado teor de gás associado e com contaminantes como CO2. Por estas características, diversos sistemas de produção instalados nestes reservatórios foram preparados e deverão adotar o método de recuperação suplementar com injeção alternada de água e gás. No presente trabalho foi feita uma análise paramétrica sobre a influência que propriedades de reservatório como espessura porosa, permeabilidade horizontal, permeabilidade vertical e razão kv/kh, e variáveis operacionais como vazão de operação, razão WAG e tempo de ciclo podem gerar no fator de recuperação em um cenário de produção típico do Pré-Sal brasileiro com e sem o efeito de segregação gravitacional. Pela comparação dos resultados em diversos casos de simulação numérica, foi possível identificar as variáveis com maior impacto e a influência decorrente do efeito gravitacional. Em seguida, a partir de uma análise de sensibilidade foi gerada uma equação para estimar o fator de recuperação em função das variáveis selecionadas. Números adimensionais propostos na literatura para avaliar a segregação gravitacional de fluidos em meio poroso foram calculados e utilizados para gerar outras equações para estimar o fator de recuperação. As estimativas do fator de recuperação feitas por cada função foram comparadas com os valores simulados para cada caso e foram identificadas as funções que apresentaram as estimativas mais próximas. Tais funções poderão ser utilizadas para estimar o fator de recuperação no cenário proposto e com aplicação em análises preliminares para projetos de desenvolvimento de campos de petróleo. / [en] In the last decade, the contribution of Brazilian pre-salt fields in the national oil production has increased substantially, setting these fields as responsible for more than half of the national production and with growth perspectives for years to come. The oil reservoirs found in this region are characterized by thicknesses which can vary from a few tens to hundreds of meters, rocks with favorable matrix properties, and the presence of light oil with a high associated gas content and contaminants such as CO2. Due to these characteristics, several production systems installed in these reservoirs were prepared and should adopt water alternating gas injection as supplementary recovery method. In the present study, a parametric analysis was performed on the influence that reservoir properties as porous thickness, horizontal permeability, vertical permeability, and kv/kh ratio, and operating variables as operating flow rate, WAG ratio, and cycle time can provoke in the recovery factor in a typical Brazilian pre-salt production scenario with and without the effect of gravitational segregation. By comparing the results in several cases of numerical simulation it was possible to identify the variables with the greatest impact and the influence of the gravity effect on recovery. From a sensitivity analysis, equations to estimate the recovery factor as a function of the selected variables or as a function of dimensionless numbers proposed in the literature to assess the gravitational segregation of fluids in porous media were adjusted. The recovery factor estimates made with each function were compared with the simulated values for each case and the functions that presented the best estimates were identified. Such functions can be used to estimate the recovery factor in the application scenario with application in preliminary analyzes for oil field development projects.

[pt] As atividades de perfuração e completação de poços de petróleo são as que mais demandam tempo e dinheiro entre os mais variados processos que compõem os sistemas de exploração e produção de óleo e gás. Por isso, qualquer avanço nessa área poderia representar valores bastante expressivos em uma indústria de bilhões e com investimentos cada vez maiores. Partindo desse princípio, há uma linha de pesquisa, iniciada em 1997 pelo Gas Technology Institute, que estuda a aplicação de lasers de alta potência nos processos de construção de poços. Desde então, vários experimentos que destacaram as potenciais vantagens do laser em relação aos sistemas convencionais foram realizados. Tomando como base essa premissa, o objetivo desta dissertação é aprofundar os estudos acerca da interação entre laser e rocha. Existe um interesse especial deste trabalho relacionado ao pré-sal brasileiro, por isso a maioria dos experimentos foi feita com a utilização de rochas carbonáticas. Assim, foram realizadas análises de eficiência por meio dos conceitos de energia específica. Além disso, abordou-se a perfuração também de forma dinâmica, baseado em estudos de energia específica de corte. Essa consideração foi feita com o intuito de se alcançar maiores diâmetros comparados às pequenas dimensões geradas pelo feixe do laser em processos estáticos. A ideia é fornecer maiores informações resultantes desses processos e contribuir para que seja estudada a viabilidade no desenvolvimento de futuras ferramentas a laser. / [en] Within the petroleum exploration and production process, well drilling and completion are the activities that require a greater investment of both time and money. Because of this, any evolution in this area could represent significant values within this billion dollar industry which has continuously growing investments. Thus, the Gas Technology Institute started a line of research in 1997, which studies the high power laser application in the well construction process. Since this study, many experiments have been realized, which have highlighted the laser potential advantages compared to the conventional systems. Accordingly, the intention of this work is to further these studies of the interaction between laser and rock. There is a special interest in Brazilian pre-salt and because of this, most experiments were conducted using carbonate rocks. Therefore, efficiency analysis was made based on the specific energy concept. In addition to this, drilling was also approached as a dynamic process using the specific kerfing energy study. This consideration was made with the objective of achieving higher diameters compared to the small dimensions that are created by the laser beam in static process. These experiments have been conducted with the intention of generating and contributing even more information, thus, we can better study the development feasibility of future laser tools.

[pt] O uso de espumas de CO2 em métodos de recuperação avançada de petróleo tem se mostrado promissor para a exploração dos reservatórios do Pré-sal no Brasil. Porém, o ambiente altamente salino destes reservatórios e as características físico-químicas do CO2 influenciam na estabilidade das espumas, afetando o desempenho das mesmas. Surfactantes zwitteriônicos baseados em óxidos de alquildimetilamina (CXDAO) possuem predomínio de cargas positivas em pH ácido, tornando atrativa sua utilização devido à esperada baixa adsorção em rochas carbonáticas. Este trabalho avaliou a formação e a estabilidade de espumas de CO2 formuladas com o óxido de dodecildimetilamina (C12DAO) em água deionizada e em salmoura, usando como referência um surfactante catiônico de igual cauda hidrofóbica. Os resultados mostraram que a presença de sais não afeta a espumabilidade, porém diminui a estabilidade da espuma, sendo o efeito menor para a espuma de C12DAO do que com o surfactante catiônico. Essa resistência à salinidade foi atribuída à maior compactação dos surfactantes no filme interfacial, como resultado da formação de ligações de hidrogênio entre as espécies neutra e catiônica do óxido de amina em pH ácido. Um efeito adicional na estabilidade das espumas foi verificado quando a cadeia alquílica do surfactante foi aumentada para 14 átomos de carbono (C14DAO). Em concentrações superiores a 0,5 por cento m/m em salmoura, o C14DAO gerou soluções altamente viscosas, possivelmente devido à formação de micelas alongadas. Em consequência, as espumas de C14DAO com CO2 apresentaram uma redução drástica tanto na taxa de drenagem quanto de crescimento das bolhas, retardando a coalescência e levando a um aumento significativo da estabilidade da espuma no meio salino. / [en] The use of CO2 foams in advanced oil recovery methods has been promising for the exploration of Brazilian Pre-salt reservoirs. However, the highly saline environment of these reservoirs and the physico-chemical characteristics of CO2 influence the stability of the foams, affecting their performance. Zwitterionic surfactants based on alkyldimethylamine oxides (CXDAO) have a predominance of positive charges in acidic pH, making their use attractive due to the expected low adsorption on carbonate rocks. This work studied the formation and stability of CO2 foams formulated with dodecyldimethylamine oxide (C12DAO) in deionized water and in brine, using as a reference a cationic surfactant with the same hydrophobic tail. The results showed that the presence of salts did not affect the foamability, however it decreased the foam stability, with a lesser effect for C12DAO foam than with the cationic surfactant. This resistance to salinity was attributed to the greater compaction of surfactants in the interfacial film, due to the formation of hydrogen bonds between the neutral and the cationic species of amine oxide at acid pH. An additional effect on foam stability was seen when the surfactant alkyl chain was increased to 14 carbon atoms (C14DAO). At concentrations above 0.5 wt percent in brine, C14DAO generated highly viscous solutions, possibly due to the formation of elongated micelles. As a result, CO2 foams formed with C14DAO showed a drastic reduction in both the drainage and the bubble growth rates, delaying coalescence and leading to a significant increase in foam stability in the saline medium.

[pt] Devido a sua ampla gama de aplicações, o gás natural ocupa papel importante na matriz energética global. No Brasil, a descoberta do pré-sal transformou a história do país em relação a exploração de óleo e gás. Porém, o gás lá encontrado possui grandes quantidades de CO2 associado, que requerem remoção por existirem normas da ANP que limitam o gás natural comercializado a 3 por cento mol. Diversas tecnologias se mostraram capazes de realizar essa remoção, porém para altas quantidades de CO2, a tecnologia de membranas vem sendo destaque nas plataformas offshore de extração de petróleo. Seu reduzido footprint é um grande atrativo, devido ao espaço limitado das plataformas. O presente trabalho compara a área e volume ocupados e os pesos totais dos arranjos 3D de módulos de membranas fibra oca e espiral para a separação de CO2 do gás natural no pré-sal brasileiro. Para isso, foram construídas maquetes 3D no software Solidworks (marca registrada), baseando-se em dados de plantas reais offshore em operação e dados disponibilizados pelos principais fornecedores dos módulos de membrana, para tentar alcançar valores mais próximos da realidade. Foi constatado que os módulos fibra oca apresentam grande vantagem sobre os espirais em relação a área do módulo individual (8.340,91 m2 vs 26,24 m2 ) e ao número de módulos necessários (48 vs 15.120), e também em relação às plantas completas, tanto em área e volume, quanto em peso. Uma planta completa de módulos fibra oca ocuparia apenas 7,75 por cento do volume da planta de módulos espirais. O peso da primeira totalizaria 38,42 t em oposição a 765,62 t da segunda planta. / [en] Due to its wide range of applications, natural gas plays an important role in the global energy matrix. In Brazil, the discovery of the pre-salt transformed the country s history in relation to oil and gas exploration. However, the gas found there has large amounts of associated CO2, which require removal because there are ANP standards that limit commercialized natural gas to 3 percent mol. Several technologies have proven capable of achieving this removal, but for high amounts of CO2, membrane technology has been on the spotlight on offshore oil extraction platforms. Its reduced footprint is a major attraction, due to the limited space on the platforms. The present work compares the occupied area and volume and the total weights of 3D arrangements of hollow fiber and spiral wound membrane modules for the separation of CO2 from natural gas in the Brazilian pre-salt. To achieve this, 3D models were built in Solidworks (trademark) software, based on real offshore plants in operation and data provided by leading membrane module suppliers, in an attempt to achieve results closer to reality. It was found that hollow fiber modules offer significant advantages over spiral wound modules in relation to the membrane area of the individual module (8,340.91 m2 vs 26.24 m2 ) and the number of modules required (48 vs 15,120), and also in relation to complete plants, both in area and volume, as well as in weight. A complete hollow fiber module plant would occupy only 7.75 percent of the volume of the spiral wound module plant. The weight of the first would total 38.42 t as opposed to 765.62 t of the second plant.

[pt] A importância do sal em diversas atividades humanas tem acompanhado as fases principais da civilização. Aplicações estratégicas e inovadoras envolvendo rochas salinas são planejadas até os dias atuais, tais como barreiras geológicas para abandono de poços e cavernas de estocagem para novas fontes de energia ou descarbonização. Esta tese foca no comportamento geomecânico do sal com atenção especial à fluência, dilatância, efeitos térmicos e seus impactos no comportamento hidráulico. Modelos deram suporte ao desenvolvimento de metodologias para avaliação de condições de integridade e estanqueidade de projetos estratégicos no contexto de energia. Eles incluem o abandono de poços do pré-sal, cavernas de sal e sal como rocha capeadora de reservatórios carbonáticos. Simulações numéricas avançadas utilizando o framework GeMA investigaram cenários representativos de cada projeto. Para tanto, modelos constitutivos de fluência, condições de contorno customizadas e variáveis de saída específicas foram implementados. Dentre os modelos de fluência, o EDMT foi desenvolvido no contexto desta pesquisa de doutorado, com foco no sal brasileiro. Os estudos de caso conduziram a observações importantes. Um poço do pré-sal pode fechar completamente por fluência após a remoção do revestimento. A redução da pressão e o aquecimento do poço aceleraram seu fechamento de modo significativo. No cenário mais crítico, a permeabilidade final foi ligeiramente superior a 100 vezes o valor inicial. Uma caverna de sal pode suportar mecanicamente ciclos de pressão causados por um esquema contingencial de fornecimento de hidrocarbonetos, embora uma permeabilidade final de 6,5 vezes o valor inicial tenha sido observada. Na geomecânica de reservatórios, a contribuição da fluência da rocha capeadora na subsidência é pequena e irreversível mesmo que a pressão do reservatório seja recuperada. As mudanças na permeabilidade foram sutis apesar da contribuição da fluência do sal e da variação de pressão do reservatório. A revisão da literatura, os modelos de fluência, as metodologias de análise, as funcionalidades incorporadas ao framework e as discussões motivadas pelos estudos de caso representam o valor agregado da tese para a comunidade científica e para a indústria no que tange ao aproveitamento estratégico de rochas salinas. / [en] The importance of salt in many human activities has accompanied the main phases of civilization. Strategic and innovative applications in salt rocks are planned until the present day, such as geological barriers for well abandonment and storage caverns for new energy sources or decarbonization. This thesis focuses on the geomechanical behavior of salt with special regards to creep, dilation, thermal effects and their impact on the hydraulic behavior. Models have supported the development of methodologies to assess integrity and tightness conditions of strategic projects in the context of energy. These include Pre-salt well abandonment, salt caverns and salt as caprock of carbonate reservoirs. Advanced numerical simulations using the framework GeMA have investigated representative scenarios of each project. To this end, creep constitutive models, customized boundary conditions and specific output variables have been implemented. Among the creep models, the EDMT has been developed in the context of this doctoral research, focusing on Brazilian salt. The case studies have led to important findings. A Pre-salt well can close completely by creep after casing removal. Pressure reduction and well heating have accelerated closure significantly. In the most critical scenario, the final permeability was slightly higher than 100 times the initial value. A salt cavern can mechanically support pressure cycles caused by a contingency hydrocarbon supply scheme; however, a final permeability of 6.5 times the initial value has been noticed. In reservoir geomechanics, the caprock creep contribution in the subsidence is small and irreversible even if the reservoir pressure is recovered. Permeability changes have been subtle despite the creep contribution and the reservoir pressure variation. The literature review, the creep models, the analysis methodologies, the capabilities incorporated into the framework and the discussions motivated by the case studies represent the added value of the thesis to the scientific community and industry regarding the strategic use of salt rocks.

[pt] A injeção de fluidos é uma prática comum na indústria de petróleo e um dos objetivos desta operação é aumentar o fator de recuperação dos campos petrolíferos. À medida que o óleo vai sendo produzido há naturalmente perda da quantidade de energia nativa, inerente ao reservatório, que manteria a continuidade da produção. Nesse ponto, fazem-se necessárias intervenções nos poços para dar continuidade à produção, lançando-se mão dos métodos de recuperação, dos quais a injeção de fluidos é um deles. As formulações desses fluidos de injeção são via de regra baseadas na utilização de água do mar (que é rica em magnésio) e em solução supercrítica com gás carbônico oriundo do próprio reservatório. Esses fluidos quando em contato com as rochas carbonáticas do pré-sal, propiciam a uma condição de ambiente químico nunca vivenciada quando este tipo de operação era realizada nos reservatórios nacionais anteriores à exploração no pré-sal. As rochas carbonáticas são reativas e a injeção de fluidos pode provocar alterações tanto na composição mineralógica quanto na composição dos fluidos produzidos. O objetivo deste trabalho é buscar evidências objetivas, identificação e quantificação, da precipitação ao longo do tempo de espécies minerais contendo magnésio formadas a partir de interações de rocha calcária (mais especificamente a calcita (CaCO3)) e fluido de injeção utilizado na recuperação avançada de poços de petróleo. Realizaram-se experimentos em que uma rocha calcária conhecida interagiu com CO2 supercrítico em meio a uma solução salina de água do mar sintética sob condições de temperatura e pressão da ordem de grandeza das encontradas em reservatórios do pré-sal. As amostras de rocha foram expostas ao fluido a 150 graus Celsius e 276 bar sob diferentes tempos de reação. Em seguida foram realizados ensaios de DRX e de composição química elementar (ICP-OES) onde ficou evidenciada a presença de magnésio na calcita após interação com o fluido de injeção, as análises por DRX não conseguiram constatar alterações na estrutura cristalina dessas calcitas pós reação. / [en] Fluid injection is a common practice in oil industry and one of its targets is to increase the recovery factor of oil fields. As the oil is being produced, there is naturally loss in the amount of the reservoir native energy to sustain production. At this point, human intervention is necessary to continue production, so recovery methods are used, of which fluid injection is one of them. These injection fluid formulations are usually based on seawater (which is rich in magnesium) and supercritical carbon dioxide solution from the reservoir itself, which in contact with the pre-salt carbonate rocks will lead to a condition of chemical environment never experienced when this operation was performed in national reservoirs prior to presalt exploration. The carbonate rocks are reactive and fluid injections can cause changes in both mineral composition and produced fluids composition. This work objectives the searching for evidences, identification and quantification, of mineral species precipitation containing magnesium from interactions of limestone (more specifically calcite (CaCO3)) and injection fluid used in the enhanced oil recovery. Experiments were performed in which a known powdered limestone rock interacted with supercritical CO2 in a saline solution of synthetic sea water under tipical conditions (temperature and pressure) found at pre-salt reservoirs. The rock samples were exposed to fluid at 150 Celsius degrees and 276 bar under different reaction times. Then, XRD analysis and elemental chemical composition (ICP-OES) tests were performed, showing the presence of magnesium in the calcite after interaction with the injection fluid, although the XRD analysis failed to verify changes in the crystalline structures of these calcites after reaction.

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.