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.

[pt] No Brasil, a partir de Março de 2006 com a constatação de indícios de gás e condensado de óleo na Locação Paraty (poço 1-RJS-617D do bloco BM-S-10) e poucos meses depois, em Agosto, com a descoberta da acumulação de óleo (poço 1-RJS-628A do bloco BM-S-11, pioneiro da área atualmente declarada como LULA) nos reservatórios carbonáticos de idade Aptiana e localizados na camada Sub-Sal da Bacia de Santos, estes reservatórios adquiriram importância estratégica para o desenvolvimento econômico e tecnológico do Brasil. A pesquisa realizada neste projeto visa desenvolver metodologia para estimativa de cenários 3D de propriedades mecânicas elásticas estáticas de deformabilidade: módulo de elasticidade e coeficiente de Poisson e do fator de acoplamento fluído-mecânico: coeficiente de Biot-Willis, integradas ao dado sísmico e que destinam-se a alimentar simulador mecânico, mitigando incertezas e riscos econômicos e de SMS ao longo da vida produtiva dos diversos campos do PPSBS. O pioneirismo do presente estudo encontra-se em: (I) realização de inversão sísmica determinística CSSI (constrained sparse spike) baseada em modelo inicial de Impedância-P ao longo de toda a sequência estratigráfica da Bacia de Santos: Pós-Sal, Sal e Pré-Sal considerando o efeito do soterramento em dado sísmico 0-offset cedido pela ANP (Agência Nacional do Petróleo), (II) desenvolvimento de Modelo de Física de Rochas (MFR) para toda a sessão estratigráfica da Bacia de Santos, com base em perfis de poços cedidos pela ANP e furos geotécnicos, para estimativa das propriedades mecânicas elásticas dinâmicas a partir da Impedância-P obtida na inversão sísmica e (III) realização de ensaios mecânicos simultâneos em análogo mecânico (bloco de travertino romano) da camada Pré-Sal da Bacia de Santos para determinação de relação de equivalência estático vs. dinâmico, como também emprego de mais duas relações de equivalência estático vs. dinâmico advindas de trabalhos científicos totalizando três cenários de propriedades mecânicas de deformabilidade estáticas e de coeficiente de Biot-Willis. Como resultado foi constatado que os três cenários 3D de propriedades mecânicas elásticas estáticas de deformabilidade e coeficiente de Biot-Willis, herdaram o nível de detalhamento da sísmica HD (High Definition) empregada, a saber: resolução vertical de aproximadamente 35m e resolução horizontal de aproximadamente 600m. Ao comparar o mais rígido dos três cenários com o menos rígido deles, observou-se que o módulo de elasticidade estático chega a variar até 35 por cento, o coeficiente de poisson estático chega a variar até 22 por cento e o coeficiente de acoplamento fluídomecânico de Biot-Willis chega a variar até 8 por cento, sendo que a maior variação está especialmente nos carbonatos do Pré-Sal de idade Aptiana, nos carbonatos do Pós- Sal de idade Albiana e nos arenitos do Pós-Sal do Paleógeno e Cretáceo Superior. / [en] In Brazil, in March 2006, with evidence of gas and oil condensate in the Paraty location (well 1-RJS-617D of block BM-S-10) and a few months later, in August, with the discovery of oil accumulation (well 1-RJS-628A of the block BMS- 11, pioneer of the area currently declared as LULA) in the Aptian-age carbonate reservoirs and located in the Sub-Salt layer of the Santos Basin, these reservoirs have acquired relevance for the economic and technological development of Brazil. The research carried out in this project aims to develop methodology for estimating 3D scenarios of static elastic mechanical properties of deformability: modulus of elasticity and Poisson s coefficient and the fluid-mechanical coupling factor: Biot- Willis coefficient, integrated to the seismic data and destined to feed mechanical simulator, mitigating uncertainties and economic and SMS risks throughout the productive life of the various PPSBS deposits. The pioneerism of the present study is: (I) performing deterministic CSSI (constrained sparse spike) seismic inversion based on the initial P-Impedance model throughout stratigraphic sequence of the Santos Basin: Post-Salt, Salt and Pre-Salt taking into account burial depth effect on the seismic trace, (II) development of Rock Physics Models (RFM) for the entire stratigraphic column of the Santos Basin, based on well logs and geotechnical holes, in order to estimate the dynamic elastic mechanical properties from the PImpedance obtained in the seismic inversion and (III) realization of simultaneous mechanical tests on mechanical analogue rock (Roman Travertine block) of Santos Basin Pre-Salt layer to determine static vs. dynamic relation, as well as using two static vs. dynamic relations from scientific studies to build three scenarios of static elastic mechanical properties of deformability and Biot-Willis coeficient. As a result, it was verified that the three 3D scenarios of static elastic mechanical properties of deformability, as well as, Biot-Willis coeficient inherited the level of detail of the HD (High Definition) used seismic, that is: vertical resolution of approximately 35m and horizontal resolution of approximately 600m. When comparing the most rigid of the three scenarios with the least rigid, it is observed that the static elasticity modulus vary up to 35 percent, static poisson s ratio vary up to 22 percent and the Biot-Willis coefficient variy up to 15 percent. The greater variation is especially in the carbonates of the Pre-Salt of Aptian age, in the carbonates of the Post-Salt of Albian age and in the sands of the Pos-Salt of Paleogeno and Upper Cretaceous.

[pt] Este trabalho apresenta o crescimento de pressão no anular causado pela fluência do sal e relaciona com o cálculo deste fenômeno quanto ao efeito térmico, que é normalmente conhecido por APB (annular pressure build-up). Este fenômeno não é modelado em softwares comerciais e deve ser considerado em poços de pré-sal. O cálculo de APB considera três mecanismos geradores de pressão no anular: expansão térmica do fluido do anular, expansão do tubing e influxo e efluxo do fluido confinado no anular. Mudanças no volume do anular, causados pela fluência do sal, podem ser tratadas como um quarto mecanismo, equivalente ao influxo de fluido no cálculo do APB. O cálculo deste fenômeno pode ser incorporado a um modelo de cálculo acoplado ( multistring casing design ) através da programação do APB causado pelo efeito de expansão térmica dos fluidos confinados e o APB causado pela fluência do sal. Para isso é necessário adotar um modelo constitutivo para descrever o comportamento de fluência desta rocha em função do estado de tensão, perfil de temperatura, tipo de sal, tempo decorrido, energia de ativação e outros fatores. Os efeitos de APB devido à fluência do sal podem ser mais pronunciados quando a sapata do revestimento é assentada em um intervalo de sal com elevado gradiente de sobrecarga e elevado gradiente geotérmico. Não considerar o efeito da fluência do sal no crescimento de pressão do anular (APB) pode causar um dimensionamento inadequado de revestimento ou packoff e levar a perda da integridade do poço. / [en] This paper presents the annular pressure build-up caused by salt creep and link to current calculation of this phenomenon due to thermal effect, which is commonly known as APB. This phenomenon is not currently modeled on commercial software and should be considered in subsalt wells. The calculation of APB considers three generator mechanisms: thermal expansion of annular fluid, influx or efflux and tubing buckling. Changes in the annular volume, caused by salt creep, may be treated as a fourth mechanism, equivalent to the influx in current calculation of APB. The calculation of this phenomenon can be incorporated into a multistring casing design model by programming the thermal expansion effect and the APB caused by salt creep. This requires adopting a constitutive model to describe the creep behavior of rock for differential stress, temperature profile, salt type, salt thermal activation and other factors. When the casing shoe is seated in deep salt sections with high overburden gradient and high temperature from the produced hydrocarbons, effects of APB due to salt creep and thermal effects may be more pronounced. Not considering the salt creep effect in the annular pressure build-up (APB) can lead to inadequate casing design and possible loss of well integrity.