O presente trabalho traz uma análise sobre os resultados econômico-financeiros que podem ser esperados com a produção de petróleo em reservas localizadas na área do pré-sal no Brasil. Para isso, desenvolve um modelo de simulação da produção e análise econômico-financeira denominado modelo CAMPOS. Inicialmente, o modelo simula a produção que pode ser esperada em cada um dos campos analisados e, a partir desse resultado, calcula as receitas que podem ser esperadas pelos diferentes stakeholders (empresas e poder público) sob distintos cenários de preços do barril de petróleo, de investimentos e de regimes regulatórios. Com relação aos regimes regulatórios, as receitas são simuladas tanto para aqueles vigentes hoje no país (concessões, partilha de produção, cessão onerosa e cessão onerosa com partilha de produção para volumes excedentes), como para outras formas regulatórias, como o regime de serviços. Um dos resultados dos cenários econômico-financeiros são os preços de equilíbrio para cada um dos campos e em cada regime regulatório, indicando o valor mínimo do barril de petróleo que torna a produção no campo viável da perspectiva financeira. Também, são apresentadas todas as receitas governamentais que podem ser esperadas, além de uma estimativa de recursos que devem ir para as áreas da saúde e da educação em decorrência da cobrança de royalties. De modo geral, tem-se que o regime de partilha de produção não foi o que demonstrou trazer mais receitas ao poder público, considerando as premissas com as quais foi simulado neste trabalho, ou seja, com base nas regras e dinâmica de definição da participação da União no óleo produzido conforme o resultado do leilão para o campo de Libra. Isso parece contraditório, já que o regime de partilha de produção foi instaurado no país em 2010 em um contexto de debate nacional acerca das possibilidades de aumentar a parcela governamental sobre a produção em áreas do pré-sal. O regime que mostrou trazer maior receita ao poder público é o regime de serviços, pelo qual a União é investidora e detentora das reservas e dos resultados da produção. No entanto, esse regime não é aplicado no país. Por isso, medidas que aproximem o regime de partilha de produção vigente hoje às regras do regime de serviços concebido, considerando as possibilidades existentes na legislação, tendem a aumentar o valor das receitas governamentais. Após o regime de serviços, aquele que apresenta maior parcela governamental é o regime de concessões, já que a soma das participações especiais e dos royalties normalmente ultrapassa a soma da porcentagem da União sobre o excedente em óleo e royalties no regime de partilha de produção, considerando as premissas de simulação adotadas. Apenas em campos com grandes reservas e quando o preço do barril de petróleo é mais elevado, as receitas governamentais no regime de partilha ultrapassam as do regime de concessões. Assim, conclui-se que para que o regime de partilha de produção traga mais receitas ao poder público, deve haver mecanismos que garantam que a definição da porcentagem da União sobre o excedente em óleo seja mais elevada do que aquela que se verificou no caso do leilão para o campo de Libra, por exemplo. / This research brings an analysis of the economic and financial results that can be expected with the oil production in the pre-salt area in Brazil. The analysis is based in a simulation model called CAMPOS developed within the research framework. Initially, the model simulates the oil production that can be expected in each of the oil fields and from this calculates the revenues that can be expected by different stakeholders (companies and public authorities) under different scenarios for oil prices, investments and regulatory regimes. With respect to regulatory regimes, revenues are simulated both for those currently in force in the country (concession, production sharing and onerous transfer of rights), and for other regulatory forms such as the service regimes. One of the outcomes is the break-even prices for each oil field and for each regulatory regime, indicating the minimum oil price that makes the production viable from the financial perspective. This research also brings all the government takes that can be expected, as well as an estimate of financial resources that may go to health and education sectors as a result of the collection of royalties. In general, the production sharing regime hasnt proved to be the one bringing more revenues to the government, considering the premisses with which it was simulated in this work, that is, based on the rules defined for the Libra field. This seems contradictory, since the production sharing regime was introduced in the country in 2010 in a context of national debate about the possibilities of increasing the government takes coming from oil production in pre-salt areas. The regime that has shown to bring more revenues to the government is the service regime, by which the State is an investor and holds the reserves and oil properties. However, this regime does not apply in the country considering the current legislation in force. Therefore, measures that approximate the production sharing regime currently in force to the rules of the designed service regime, considering the possibilities of the legislation, tend to increase the value of government takes. Considering the premises adopted in the simulations, following the service regime the one showing the largest government take is the concessions scheme. In this case the amount collected in the form of special participations and royalties usually exceeds the amount collected in the production sharing regime in the form of government share in the oil production and royalties. Only in fields with large reserves and when the oil price is high, government takes in the production sharing regime exceeds those of the concessions regime. It follows that in order for the production sharing regime to bring more revenues to the public interest, there must be mechanisms to ensure that the government share in the oil produced is higher than that stablished in the case of the Libra field.

O presente trabalho traz uma análise sobre os resultados econômico-financeiros que podem ser esperados com a produção de petróleo em reservas localizadas na área do pré-sal no Brasil. Para isso, desenvolve um modelo de simulação da produção e análise econômico-financeira denominado modelo CAMPOS. Inicialmente, o modelo simula a produção que pode ser esperada em cada um dos campos analisados e, a partir desse resultado, calcula as receitas que podem ser esperadas pelos diferentes stakeholders (empresas e poder público) sob distintos cenários de preços do barril de petróleo, de investimentos e de regimes regulatórios. Com relação aos regimes regulatórios, as receitas são simuladas tanto para aqueles vigentes hoje no país (concessões, partilha de produção, cessão onerosa e cessão onerosa com partilha de produção para volumes excedentes), como para outras formas regulatórias, como o regime de serviços. Um dos resultados dos cenários econômico-financeiros são os preços de equilíbrio para cada um dos campos e em cada regime regulatório, indicando o valor mínimo do barril de petróleo que torna a produção no campo viável da perspectiva financeira. Também, são apresentadas todas as receitas governamentais que podem ser esperadas, além de uma estimativa de recursos que devem ir para as áreas da saúde e da educação em decorrência da cobrança de royalties. De modo geral, tem-se que o regime de partilha de produção não foi o que demonstrou trazer mais receitas ao poder público, considerando as premissas com as quais foi simulado neste trabalho, ou seja, com base nas regras e dinâmica de definição da participação da União no óleo produzido conforme o resultado do leilão para o campo de Libra. Isso parece contraditório, já que o regime de partilha de produção foi instaurado no país em 2010 em um contexto de debate nacional acerca das possibilidades de aumentar a parcela governamental sobre a produção em áreas do pré-sal. O regime que mostrou trazer maior receita ao poder público é o regime de serviços, pelo qual a União é investidora e detentora das reservas e dos resultados da produção. No entanto, esse regime não é aplicado no país. Por isso, medidas que aproximem o regime de partilha de produção vigente hoje às regras do regime de serviços concebido, considerando as possibilidades existentes na legislação, tendem a aumentar o valor das receitas governamentais. Após o regime de serviços, aquele que apresenta maior parcela governamental é o regime de concessões, já que a soma das participações especiais e dos royalties normalmente ultrapassa a soma da porcentagem da União sobre o excedente em óleo e royalties no regime de partilha de produção, considerando as premissas de simulação adotadas. Apenas em campos com grandes reservas e quando o preço do barril de petróleo é mais elevado, as receitas governamentais no regime de partilha ultrapassam as do regime de concessões. Assim, conclui-se que para que o regime de partilha de produção traga mais receitas ao poder público, deve haver mecanismos que garantam que a definição da porcentagem da União sobre o excedente em óleo seja mais elevada do que aquela que se verificou no caso do leilão para o campo de Libra, por exemplo. / This research brings an analysis of the economic and financial results that can be expected with the oil production in the pre-salt area in Brazil. The analysis is based in a simulation model called CAMPOS developed within the research framework. Initially, the model simulates the oil production that can be expected in each of the oil fields and from this calculates the revenues that can be expected by different stakeholders (companies and public authorities) under different scenarios for oil prices, investments and regulatory regimes. With respect to regulatory regimes, revenues are simulated both for those currently in force in the country (concession, production sharing and onerous transfer of rights), and for other regulatory forms such as the service regimes. One of the outcomes is the break-even prices for each oil field and for each regulatory regime, indicating the minimum oil price that makes the production viable from the financial perspective. This research also brings all the government takes that can be expected, as well as an estimate of financial resources that may go to health and education sectors as a result of the collection of royalties. In general, the production sharing regime hasnt proved to be the one bringing more revenues to the government, considering the premisses with which it was simulated in this work, that is, based on the rules defined for the Libra field. This seems contradictory, since the production sharing regime was introduced in the country in 2010 in a context of national debate about the possibilities of increasing the government takes coming from oil production in pre-salt areas. The regime that has shown to bring more revenues to the government is the service regime, by which the State is an investor and holds the reserves and oil properties. However, this regime does not apply in the country considering the current legislation in force. Therefore, measures that approximate the production sharing regime currently in force to the rules of the designed service regime, considering the possibilities of the legislation, tend to increase the value of government takes. Considering the premises adopted in the simulations, following the service regime the one showing the largest government take is the concessions scheme. In this case the amount collected in the form of special participations and royalties usually exceeds the amount collected in the production sharing regime in the form of government share in the oil production and royalties. Only in fields with large reserves and when the oil price is high, government takes in the production sharing regime exceeds those of the concessions regime. It follows that in order for the production sharing regime to bring more revenues to the public interest, there must be mechanisms to ensure that the government share in the oil produced is higher than that stablished in the case of the Libra field.

Os grandes campos de petróleo offshore recentemente descobertos na camada pré-sal, localizada no sudeste do Brasil, representam um avanço significativo da participação brasileira nas reservas mundiais de hidrocarbonetos, que ainda são a principal matriz energética mundial. Nesse cenário, torna-se importante o desenvolvimento da produção desses campos. Um dos principais desafios tecnológicos da exploração desses campos é o processamento do gás natural associado, que possui altos teores de dióxido de carbono CO2. Esse contaminante deve ser separado para possibilitar a injeção no reservatório e/ou o escoamento desse gás através de dutos submarinos, dadas as restrições na legislação ambiental. Nas plantas de processamento instaladas no convés de grandes embarcações, são previstas instalações para a separação do CO2 e a remoção de umidade do gás a fim de evitar a formação de hidratos e a corrosão acentuada das linhas de escoamento, pois tanto a injeção quanto a exportação do gás são realizadas em condições de pressão e temperaturas extremas. Nesse contexto, o conhecimento acurado das condições em que se forma uma fase aquosa líquida é importante para garantir a viabilidade técnica e de segurança dessas operações. Considerando a relevância do assunto e as limitações da literatura para os cenários enfrentados no pré-sal brasileiro, esse trabalho tem o objetivo de fazer um estudo abrangente do equilíbrio de fases em sistemas contendo hidrocarbonetos em fase gasosa com altos teores de CO2 e traços de água, visando à obtenção de modelo para cálculo do ponto de orvalho da água. O uso de modelos rigorosos baseado na teoria dos fluidos associativos (PC-SAFT) mostrou-se adequado para o cálculo das condições de saturação em amplas faixas de pressão e temperatura. Com base em dados experimentais publicados foi possível fazer um ajuste preciso dos parâmetros de interação binária da equação de estado PC-SAFT. Como resultado, obteve-se um modelo capaz de descrever o comportamento de fases em misturas de hidrocarbonetos com composição próxima das encontradas no pré-sal brasileiro. / The giant offshore petroleum fields recently discovered in the pre-salt layer on the southeast of Brazil represent a significant increment in the Brazilian share of the global hydrocarbon reserves, which is still the most important energetic matrix. In this scenario, the development of production for these petroleum fields becomes important. One of the main technological challenges posed by these fields is the processing of the associated gas, which contains high amounts of carbon dioxide (CO2). Due to environmental laws, this contaminant must be separated to allow the injection back into the reservoir and/or the gas flow through subsea pipelines. The gas processing plants installed on large vessels comprise facilities that remove CO2 and moisture from natural gas, to prevent hydrate formation and severe corrosion throughout the pipelines, as both gas injection and gas exportation are performed in extreme pressure and temperature conditions. Thus, the accurate knowledge of conditions in which aqueous liquid phases are formed is important to ensure the technical viability and operational safety of these operations. Considering the relevance of this subject and the limitations of published works for the Brazilian pre-salt scenario, this work presents a comprehensive study on the phase equilibrium in systems with hydrocarbons in gas phase with high content of CO2 and traces of water, aiming at developing a model to calculate the dew point of water. The use of a rigorous method based on the associating fluid theory (PCSAFT) has shown to be appropriate to calculate the saturation condition for a large range of pressure and temperature. Based on the experimental data published, the fitting of the binary interaction parameter from the PC-SAFT equation of state was carried out. The resulting model was able to describe the phase behavior of hydrocarbon mixture with composition similar to those found in the Brazilian pre-salt.

Um estudo petrológico foi realizado em testemunhos e amostras laterais de um poço perfurado na seção pré-sal no Cretáceo Inferior da Bacia de Santos central, margem leste brasileira. As rochas estudadas são constituídas predominantemente por componentes intrabaciais não carbonáticos e carbonáticos, com contribuição extrabacial não carbonática subordinada. Durante a sedimentação rifte inicial da Formação Piçarras no Barremiano, intensa precipitação singenética de argilominerais magnesianos em condições de alta alcalinidade propiciou a deposição de arenitos constituídos principalmente por oóides estevensíticos e pelóides, assim como depósitos híbridos re-sedimentados, com mistura de partículas estevensíticas, bioclastos de ostracodes e bivalves e grãos siliciclásticos e vulcanoclásticos. A diluição da água do lago, provavelmente devido a fatores tectônicos e climáticos, propiciou as condições necessárias para a proliferação dos bivalves e a sedimentação dos depósitos bioclásticos da Formação Itapema. A estrutura maciça dos depósitos, orientação caótica e com a concavidade voltada para cima das conchas de bivalves e sua mistura com partículas estevensíticas indica redeposição por fluxos gravitacionais. Os principais processos diagenéticos nas rochas estevensíticas e híbridas do rifte são a cimentação e a substituição dos grãos por calcita, dolomita, sílica e esmectita. Rochas silici/vulcanoclásticas de granulometria fina apresentam intensa substituição por dolomita. Nos rudstones de bivalves, os principais processos diagenéticos foram a dissolução de conchas e cimentação de poros intrapartícula e interpartícula por calcita e, subordinadamente, por dolomita e sílica. O estudo dos constituintes singenéticos e eodiagenéticos e de suas relações paragenéticas permitiram reconstruir a evolução das condições do sistema lacustre durante o estágio rifte na região central da bacia. Este estudo tem como objetivo prover um melhor entendimento da gênese e evolução diagenética dos depósitos pré-sal do rifte da Bacia de Santos, considerando o contexto de evolução dos sistemas lacustres nos quais estes sedimentos foram depositados. / A petrological study was performed on cores and sidewall samples of a well drilled through the rift pre-salt section of Lower Cretaceous of central Santos Basin, eastern Brazilian coast. The studied rocks are constituted predominantly by carbonate and non-carbonate intrabasinal components, with subordinate extrabasinal non-carbonate contribution. During Barremian early rift sedimentation, intense syngenetic precipitation of magnesium clays under highly alkaline conditions deposited arenites constituted by stevensite ooids and peloids, as well as hybrid, re-sedimented deposits mixed with bivalve and ostracod bioclasts, siliciclastic and volcanoclastic grains of the Piçarras Formation. Freshening of the lacustrine environment provided the conditions required to the proliferation of bivalves and sedimentation of the bioclastic deposits of the Itapema Formation. Massive structure of the deposits, chaotic to concave-up orientation and mixing of the bivalves with stevensitic particles indicates re-deposition by gravitational flows. The main diagenetic processes in rift stevensitic and hybrid rocks are the cementation and replacement of grains by calcite, dolomite, silica and smectite. Silici/volcanoclastic mudrocks present intense replacement by dolomite. In the bivalve rudstones, the main diagenetic processes were dissolution of the shells and cementation of the intraparticle and interparticle pores by calcite and, subordinately, by dolomite and silica. The study of the syngenetic and eodiagenetic constituents and their paragenetic relations allowed reconstructing the evolution of lacustrine environmental conditions during the rift stage in the central area of the basin. This study aimed to provide a better understanding of the genesis and diagenetic evolution of the rift pre-salt deposits of Santos Basin, within the context of evolution of the lake system in which the sediments were deposited

Orientador: Paulo Roberto Raposo Alentejano / Resumo: A energia é hoje um fator central e estratégica na vida da humanidade, e ganha ainda mais centralidade neste momento de crise econômica. Das atuais fontes utilizadas, todas colocadas sempre em questão por problemas sociais, ambientais ou econômicos que geram, porém sempre defendidas pelos que querem retomar as taxas de acumulação do capital, o petróleo é uma das principais. No mundo sem dúvida o petróleo é hoje uma fonte de energia muito importante e intensamente disputada. As últimas invasões mundiais e massacre contra os povos, patrocinadas principalmente pelos Estados Unidos da América visam o controle das fontes de petróleo, em especial no Oriente Médio. No Brasil a exploração deste mineral inicia junto com uma grande luta de nosso povo afirmando que “O petróleo é nosso”, com a criação de uma importante empresa a Petrobras e do monopólio estatal. A partir dos anos 90, período neoliberal, esta configuração legal foi alterada abrindo-se a possibilidade de exploração por empresas privadas, que passam a serem donas do petróleo que conseguirem extrair em território brasileiro. A ascensão de um governo de composição neodesenvolvimentista, a partir de 2002, a descoberta do Pré-sal em 2006, traz à tona o debate sobre o destino desta importante riqueza, criando as condições para a aprovação de um novo marco legal para o pré-sal. A partir de 2006 percebe-se um grande movimento desta indústria, e em especial da Petrobras, que consolida o Brasil como país em boas condições para o seu... (Resumo completo, clicar acesso eletrônico abaixo) / Mestre

The southern Campos Basin comprises syn- and post-rift strata characterised by thick and extensive units of non-marine limestones. These carbonate platforms are scientifically significant due to their unusual palaeoenvironmental setting, and the complexity of the factors controlling their accumulation. They are of economic importance due to discoveries of giant hydrocarbon accumulations in these non-marine carbonate rocks. 3D seismic interpretations show an oblique extensional rifting system that formed a series of graben, half-graben, accommodation zones and horsts oriented NESW to NNE-SSW. The area is subdivided into three tectonic domains based on structural style, stretching factors and subsidence rates. The structural template of the syn-rift exerts a strong influence on depositional patterns. Core logging and thin-section work together with FMI and sidewall core data indicate proximal to more distal lacustrine carbonate deposits with fluvio-deltaic clastics in marginal areas. The dominant carbonate facies are molluscan rudstones and floatstones and a taphonomic analysis (taphofacies) of the cored intervals and exposure surfaces indicate accumulation in shallowing-upward cycles in response to changes in lake level. Microbialite facies, Aptian in age, appear to occur in the most distal locations in restricted palaeoenvironmental conditions. Facies models are presented for the skeletal, mollusc-rich deposits of the Barremian Coqueiros Formation and the overlying microbialite-rich Aptian Macabu Formation. The deposits are stacked in a hierarchical arrangement of four levels of cyclicity ranging from the entire rift basin fill to metre-scale cycles. Controls on formation of these cycles include structural setting, climate and lacustrine margin progradation. Different types of carbonate platform form in the different basinal settings and include footwall areas of fault-blocks, accommodation zones and buried horst blocks. The southern Campos Basin evolves from an initial alkali lake (Barremian) to a main phase of syn-rift, brackish lake conditions. The post-rift succession (Aptian) is characterised by both brackish and hypersaline conditions.

[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.

Submitted by LUIZ ALENCAR DALLA COSTA null (dallacosta@bcnet.com.br) on 2016-09-29T20:54:20Z No. of bitstreams: 2 Luiz Dalla Costa -dissertação final..docx: 2763178 bytes, checksum: d1205a8cc1c6ce9c422851bd403cf010 (MD5) Luiz Dalla Costa -dissertação final..pdf: 2124126 bytes, checksum: 1a9d6c5d70e6e67616e8084e314b2134 (MD5) / Approved for entry into archive by Juliano Benedito Ferreira (julianoferreira@reitoria.unesp.br) on 2016-10-04T17:58:21Z (GMT) No. of bitstreams: 1 dallacosta_la_me_ippri.pdf: 2124126 bytes, checksum: 1a9d6c5d70e6e67616e8084e314b2134 (MD5) / Made available in DSpace on 2016-10-04T17:58:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1 dallacosta_la_me_ippri.pdf: 2124126 bytes, checksum: 1a9d6c5d70e6e67616e8084e314b2134 (MD5) Previous issue date: 2016-03-21 / A energia é hoje um fator central e estratégica na vida da humanidade, e ganha ainda mais centralidade neste momento de crise econômica. Das atuais fontes utilizadas, todas colocadas sempre em questão por problemas sociais, ambientais ou econômicos que geram, porém sempre defendidas pelos que querem retomar as taxas de acumulação do capital, o petróleo é uma das principais. No mundo sem dúvida o petróleo é hoje uma fonte de energia muito importante e intensamente disputada. As últimas invasões mundiais e massacre contra os povos, patrocinadas principalmente pelos Estados Unidos da América visam o controle das fontes de petróleo, em especial no Oriente Médio. No Brasil a exploração deste mineral inicia junto com uma grande luta de nosso povo afirmando que “O petróleo é nosso”, com a criação de uma importante empresa a Petrobras e do monopólio estatal. A partir dos anos 90, período neoliberal, esta configuração legal foi alterada abrindo-se a possibilidade de exploração por empresas privadas, que passam a serem donas do petróleo que conseguirem extrair em território brasileiro. A ascensão de um governo de composição neodesenvolvimentista, a partir de 2002, a descoberta do Pré-sal em 2006, traz à tona o debate sobre o destino desta importante riqueza, criando as condições para a aprovação de um novo marco legal para o pré-sal. A partir de 2006 percebe-se um grande movimento desta indústria, e em especial da Petrobras, que consolida o Brasil como país em boas condições para o seu desenvolvimento. Neste estudo investigamos, na atualidade, esta poderosa indústria do petróleo, as grandes disputas sob o ponto de vista da luta de classes, e indicamos territórios onde, em tendência, podem se aprofundar as disputas no próximo período, compreendendo a dinâmica destas disputas como parte de uma luta constante. / Energy is today a main strategic factor in human life, which within this moment of economic crisis turns even more central. From the energy sources used today – which is debated due its generation of social, environmental or economic problems – but, which is always defended by those who are willing to retake its rate of capital accumulation – which for petrol is one of the main source for it. Petrol is today, without doubt, one of the most important source of energy in the world which is highly disputed. The recent world invasions and massacres against the people sponsored manly by United States of America targets the control over the petrol sources, especially those in the Middle East. In Brazil the exploitation of this mineral starts with a big struggle “The oil is ours”, with the creation of an important company, Petrobras and of state monopoly. During the nineties, period of neoliberalism, this legal configuration has changed and opened for the open exploitation of private companies. This meant that the companies that exploited the oil were owners of the reserves. With the change to a “neo-developmental” government in 2002 and the discovery of Petrobras of new petrol reserves, called “pre-salt” in 2006, generated the debate on the destination of this important wealth, creating conditions for the approval of a new legal framework for the exploitation of the pre-salt. From 2006 we can see a big move in the industry, especially in Petrobras, which consolidates in Brazil a good condition for the development of this industry. In this study we investigate, today, this powerful oil industry, the major disputes from the point of view of the class struggle, and indicate areas where there is a tendency to deepen disputes in the coming period, understanding the dynamics of these disputes as a constant struggle.

Os grandes campos de petróleo offshore recentemente descobertos na camada pré-sal, localizada no sudeste do Brasil, representam um avanço significativo da participação brasileira nas reservas mundiais de hidrocarbonetos, que ainda são a principal matriz energética mundial. Nesse cenário, torna-se importante o desenvolvimento da produção desses campos. Um dos principais desafios tecnológicos da exploração desses campos é o processamento do gás natural associado, que possui altos teores de dióxido de carbono CO2. Esse contaminante deve ser separado para possibilitar a injeção no reservatório e/ou o escoamento desse gás através de dutos submarinos, dadas as restrições na legislação ambiental. Nas plantas de processamento instaladas no convés de grandes embarcações, são previstas instalações para a separação do CO2 e a remoção de umidade do gás a fim de evitar a formação de hidratos e a corrosão acentuada das linhas de escoamento, pois tanto a injeção quanto a exportação do gás são realizadas em condições de pressão e temperaturas extremas. Nesse contexto, o conhecimento acurado das condições em que se forma uma fase aquosa líquida é importante para garantir a viabilidade técnica e de segurança dessas operações. Considerando a relevância do assunto e as limitações da literatura para os cenários enfrentados no pré-sal brasileiro, esse trabalho tem o objetivo de fazer um estudo abrangente do equilíbrio de fases em sistemas contendo hidrocarbonetos em fase gasosa com altos teores de CO2 e traços de água, visando à obtenção de modelo para cálculo do ponto de orvalho da água. O uso de modelos rigorosos baseado na teoria dos fluidos associativos (PC-SAFT) mostrou-se adequado para o cálculo das condições de saturação em amplas faixas de pressão e temperatura. Com base em dados experimentais publicados foi possível fazer um ajuste preciso dos parâmetros de interação binária da equação de estado PC-SAFT. Como resultado, obteve-se um modelo capaz de descrever o comportamento de fases em misturas de hidrocarbonetos com composição próxima das encontradas no pré-sal brasileiro. / The giant offshore petroleum fields recently discovered in the pre-salt layer on the southeast of Brazil represent a significant increment in the Brazilian share of the global hydrocarbon reserves, which is still the most important energetic matrix. In this scenario, the development of production for these petroleum fields becomes important. One of the main technological challenges posed by these fields is the processing of the associated gas, which contains high amounts of carbon dioxide (CO2). Due to environmental laws, this contaminant must be separated to allow the injection back into the reservoir and/or the gas flow through subsea pipelines. The gas processing plants installed on large vessels comprise facilities that remove CO2 and moisture from natural gas, to prevent hydrate formation and severe corrosion throughout the pipelines, as both gas injection and gas exportation are performed in extreme pressure and temperature conditions. Thus, the accurate knowledge of conditions in which aqueous liquid phases are formed is important to ensure the technical viability and operational safety of these operations. Considering the relevance of this subject and the limitations of published works for the Brazilian pre-salt scenario, this work presents a comprehensive study on the phase equilibrium in systems with hydrocarbons in gas phase with high content of CO2 and traces of water, aiming at developing a model to calculate the dew point of water. The use of a rigorous method based on the associating fluid theory (PCSAFT) has shown to be appropriate to calculate the saturation condition for a large range of pressure and temperature. Based on the experimental data published, the fitting of the binary interaction parameter from the PC-SAFT equation of state was carried out. The resulting model was able to describe the phase behavior of hydrocarbon mixture with composition similar to those found in the Brazilian pre-salt.

Submitted by André Silva Almeida (ansial@fgvmail.br) on 2013-11-03T20:38:56Z No. of bitstreams: 1 Dissertação de Mestrado - André Almeida.pdf: 3036708 bytes, checksum: f5e9d98bba824c492f931f0e8fa4ae69 (MD5) / Approved for entry into archive by Janete de Oliveira Feitosa (janete.feitosa@fgv.br) on 2013-12-17T11:28:40Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação de Mestrado - André Almeida.pdf: 3036708 bytes, checksum: f5e9d98bba824c492f931f0e8fa4ae69 (MD5) / Approved for entry into archive by Marcia Bacha (marcia.bacha@fgv.br) on 2013-12-19T16:37:12Z (GMT) No. of bitstreams: 1 Dissertação de Mestrado - André Almeida.pdf: 3036708 bytes, checksum: f5e9d98bba824c492f931f0e8fa4ae69 (MD5) / Made available in DSpace on 2013-12-19T16:37:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Dissertação de Mestrado - André Almeida.pdf: 3036708 bytes, checksum: f5e9d98bba824c492f931f0e8fa4ae69 (MD5) / This work considers the application of computer simulation as a method of deepening the study of mechanisms for auctions applied in the allocation of oil exploitation rights in the pre-salt layer. The pre-salt layer is located in the Brazilian coast and presents a large potential in terms of barrel of oil equivalent. Based on an experimental data, the bid function was estimated as an exponential function and applied at the participants created computationally. Considering all features and parameters of the experiments, the simulation allows to reproduce the auction model without incurring implementation costs on new auction sessions with real participants. The auction models studied were the rst-price sealed-bid auction and the second-price sealed-bid auction. The results show that the rst-price sealed-bid auctions are less risky than the second-price sealed-bid auctions; the Revenue Equivalence Principle is valid on symmetric auctions; asymmetric auctions present lower e ciency compared to the rst-price auction; the second-price auction presents a tra- deo between e ciency and government revenue; and considering participant learning, were not observed signi cant changes on the statistics analyzed as the participants become more experienced. / O presente trabalho consiste na aplicação da simulação computacional como método de aprofundamento do estudo de mecanismos de leilões aplicados na alocação do direito de exploração das reservas de petróleo da camada do pré-sal. A camada do pré-sal está localizada na costa brasileira e apresenta um grande potencial em termos de reserva de óleo e gás. A função lance aplicada para os participantes criados computacionalmente foi estimada com base em dados experimentais e segue uma função exponencial. A simulação possibilita reproduzir o modelo de leilão considerando todas as características e parâmetros dos experimentos sem incorrer no custo da realização de novas sessões de leilão com participantes reais. Os leilões estudados foram o leilão de valores privados de 1° preço e o leilão de valores privados de 2° preço. Através dos resultados obtidos identificou-se que o leilão de valores privados de 1° preço é menos arriscado que o leilão de valores privados de 2° preço; no leilão com simetria, o Princípio de Equivalência de Receita é válido; a eficiência observada é menor em leilões assimétricos; o leilão de 2° preço comparado com o de 1° preço apresenta um tradeoff entre a eficiência e a receita do governo; e que considerando o aprendizado dos participantes, não se observam alterações significativas nas estatísticas analisadas à medida que os participantes se tornam mais experientes.