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Showing 51 to 60 of 60 (0.04 seconds)Spelling suggestions: "subject:"ere salt"" "subject:"rre salt""
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Alternativas técnico produtivas para o aproveitamento do gás natural da camada pré-sal / Technical productive alternatives to the use of natural gas in pre-salt layerFelipe da Silva Antunes 29 September 2011 (has links)
Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico / As reservas brasileiras de petróleo e gás natural apresentarão um significativo crescimento a partir do desenvolvimento das reservas da camada do pré-sal. Segundo estimativas elaboradas pela EPE e pela EIA, nos próximos vinte anos, haverá um quadro de grande oferta de gás natural no país, com a oferta excedendo a demanda. Como o segmento de transporte do gás natural tem grande importância na formação do custo desse energético, uma tecnologia de transporte menos onerosa irá proporcionar um cenário mais vantajoso para a entrada do gás no mercado. A presente dissertação analisa duas tecnologias disponíveis para escoamento do gás natural da camada pré-sal gasoduto submarino e gás natural liquefeito embarcado e as possibilidades de utilização no mercado interno ou para ser exportado. De acordo com dados da Petrobras, foram utilizadas três rotas para escoar o gás do pré-sal. A metodologia Valor Presente Líquido (VPL) foi utilizada para analisar qual dos investimentos em transporte é mais viável economicamente. Os resultados mostraram que de acordo com as perspectivas de produção do gás natural no horizonte de tempo analisado as duas tecnologias serão viáveis, com o transporte por gasodutos a alternativa mais viável economicamente. / The Brazilian reserves of oil and natural gas will present a significant growth from the development of the reserves of the pre-salt layer. According to estimates prepared by the EPE and the EIA, the next twenty years, the supply of natural gas will exceed demand.
As the transportation sector natural gas has great importance in the formation of the cost of energy, a less costly transport technology will provide a more advantageous to enter the gas market. This dissertation examines two technologies available to transport the gas from the pre-salt layer - offshore pipeline and liquefied natural gas shipped - and the possibilities of using the domestic market or for export. According to data from Petrobras, three routes were used to drain the gas from the pre-salt. The methodology Net Present Value (NPV) was used to analyze which of the investments in transport is more economically viable. The results showed that according to the outlook for natural gas production in the time horizon analyzed the two technologies will be feasible to transport by pipeline economically the most viable alternative.
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Perspectivas da utilização de gás natural no Brasil / Perspectives of the use of natural gas in BrazilWalmir Gomes dos Santos 20 December 2012 (has links)
A experiência do mundo desenvolvido mostra que o crescimento econômico de um país sempre requer uma grande disponibilidade de capacidade de produção própria de energia, a preços de mercado competitivos e atraentes. A estabilidade de relações comerciais, definidas por uma regulação transparente e objetiva, adiversidade de fontes supridoras e a existência de políticas de governo que incentivemo desenvolvimento sustentável do mercado consumidor são requisitos imprescindíveis à captação de novos investidores para o setor energético. Não obstante o incremento recente do percentual de gás natural na matriz energética nacional e a perspectiva mundial de aumento do uso deste combustível, alguns desafios ainda se interpõem ao efetivo crescimento da participação do gás natural no mercado energético nacional. Itens críticos para a expansão do uso do gás natural no Brasil, tais como a realização de grandes investimentos em infraestrutura de produção, transporte e distribuição, a exploração das principais reservas de hidrocarbonetos, a redução das incertezas com relação à evolução da demanda por gás no mercado industrial e termelétrico, aliados aos grandes desafios tecnológicos para produção do pré-sal brasileiro geram grandes riscos ao retorno de investimentos no setor, causando postergações ao desenvolvimento de novas áreas de produção e à expansão da demanda de gás. O objetivo deste trabalho é apresentar uma visão ampla do mercado brasileiro de gás natural, baseada emcenários possíveis e desafios futuros à expansão da utilização do gás no país, desenvolvidos a partir da análise de levantamento de dados de produção e consumo e do atual estágio da evolução da indústria gasífera brasileira. Este trabalho apresenta também um conjunto de proposições como objetivo de mitigar as dificuldades citadas e alavancar o desenvolvimento do mercado de gás no Brasi
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Leilões de valor quase comum e o regime de partilha de produção brasileiro: uma abordagem teóricaSouza, Clara Costellini de 22 June 2012 (has links)
Submitted by Clara Costellini de Souza (costellini@gmail.com) on 2012-06-27T15:15:54Z
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Previous issue date: 2012-06-22 / In this paper, we study by means of a theoretical approach the Brazilian production sharing regime for oil exploration approved in Law No 12.351. Some works in the almost common value auctions literature were also analysed. Furthermore, we develop a model for production sharing with asymmetric information to capture certain aspects of the Brazilian sharing model. Using numerical solutions, we discuss the bidders' strategies and their expected gains. / Neste trabalho, estudamos o regime de partilha de produção brasileiro, instituído pela Lei N$^o$ 12.351, para exploração de petróleo através de uma abordagem teórica. Alguns artigos da literatura de leilões de valor quase comum foram estudados aqui. Além disso, desenvolvemos um modelo de partilha de produção com informação assimétrica a fim de capturar algumas características do modelo de partilha brasileiro. Através de solução numérica, fazemos uma análise das estratégias dos participantes e dos ganhos esperados.
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[pt] DESENVOLVIMENTO DE MODELOS 3D PARA AVALIAÇÃO DE MÓDULOS DE MEMBRANA NA SEPARAÇÃO DE CO2 DO GÁS NATURAL NO PRÉ-SAL BRASILEIRO / [en] DEVELOPMENT OF 3D MODELS FOR THE ASSESSMENT OF MEMBRANE MODULES IN THE SEPARATION OF CO2 FROM NATURAL GAS IN THE BRAZILIAN PRE-SALTBRUNO WELLAUSEN CANARIO 05 December 2023 (has links)
[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.
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[pt] GEOMECÂNICA DE ROCHAS SALINAS APLICADA A PROJETOS ESTRATÉGICOS DE ENGENHARIA / [en] SALT GEOMECHANICS APPLIED TO STRATEGIC ENGINEERING PROJECTSPEDRO ALCIDES LOBO PENNA FIRME 20 June 2022 (has links)
[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.
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Dispersion des modules élastiques de carbonates saturés : étude expérimentale et modélisation / Dispersion of the elastic moduli of saturated carbonate rocks : experimental study and modelisationBorgomano, Jan 24 January 2018 (has links)
Pour les roches saturées, la comparaison entre les mesures ultrasoniques (1 MHz) au laboratoire et les mesures sismiques (100 Hz) ou de diagraphie (10 kHz) sur le terrain n’est pas directe à cause de la dispersion des vitesses des ondes. Les mécanismes impliqués dans la dépendance en fréquence sont les écoulements de fluides à différentes échelles provoqués par le passage de l’onde. La dispersion et l’atténuation des modules élastiques de roches carbonatées ont été étudiées expérimentalement. Les calcaires étudiés sont : un Lavoux, un Indiana intact et craqué thermiquement, un calcaire Urgonien de Provence (Rustrel), et un coquina pré-sel du Congo. Les mesures ont été faites sur une large gamme de fréquence, en combinant les techniques d’oscillations forcées (10-3 to 102 Hz) et ultrasoniques (1 MHz) dans une presse triaxiale, pour différentes pressions effectives. Le forçage peut être hydrostatique pour mesurer un module d’incompressibilité, ou axial pour mesurer le module de Young et le coefficient de Poisson. Pour étudier l’effet de la viscosité, les mesures ont été faites en condition sèche, puis saturée en glycérine et en eau. Le drainage global et le mécanisme d’écoulement crack-pore ont été caractérisés, en termes d’amplitude de dispersion, d’atténuation viscoélastique, et de fréquence de coupure. Pour nos échantillons, la théorie de Biot-Gassmann s’est montrée valide pour les fréquences sismiques (10-100 Hz) sauf pour l’Indiana craqué thermiquement. La dispersion liée à des écoulements crackspores a été observée pour tous les échantillons sauf le Lavoux. Les fréquences de coupures de ceux-ci sont toutes dans la gamme des fréquences des diagraphies (10 kHz) pour des conditions de saturation en eau. Un modèle simple, combinant poroélasticité et milieux effectifs, a été développé pour prédire la dispersion des modules sur toute la gamme de fréquence, et s’est montré généralement en accord avec les résultats expérimentaux. / For fluid-saturated rocks, comparing ultrasonic measurements (1 MHz) in the laboratory and seismic (100 Hz) or logging (10 kHz) measurements in the field is not straightforward due to dispersion of the bodywave velocities. The frequency-dependent mechanisms involved are wave-induced fluid flows that occur at different scales. The dispersion and the attenuation of the elastic moduli of four fluid-saturated carbonate rocks have been studied experimentally. The selected limestones were a Lavoux, an intact and thermally cracked Indiana, a Urgonian limestone from Provence (Rustrel), and a presalt coquina from offshore Congo. Measurements were done over a large frequency range, by the combination of forced oscillations (10-3 to 102 Hz) and ultrasonic measurements (1 MHz) in a triaxial cell, at various effective pressures. The forced oscillations were either hydrostatic to deduce the bulk modulus, or axial to deduce Young’s modulus and Poisson’s ratio. The measurements were done in dry-, glycerinand water-saturated conditions to investigate the effect of viscosity. For all our samples, the global drainage and the squirt-flow mechanisms were characterized experimentally, in terms of amplitude of dispersion, amount of viscoelastic attenuation, and cut-off frequencies. Biot- Gassmann’s theory was found to be valid at seismic frequencies (10-100 Hz) for all the samples except the thermally cracked Indiana. Squirt-flow transitions were observed for all the samples, except the Lavoux. The cut-off frequencies were all in the range of logging frequencies (10 kHz), for watersaturated conditions. A simple model, combining poroelasticity and the noninteraction approximation effective medium, was developed to predict the dispersion of the moduli over the whole frequency range, and was generally in agreement with the experimental results.
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[en] EFFECT OF SEA WATER SOLUTION AND SUPERCRITICAL CARBON GAS ON A CALCIUM LIMESTONE / [pt] EFEITO DE UMA SOLUÇÃO DE ÁGUA DO MAR E GÁS CARBÔNICO SUPERCRÍTICO SOBRE UM CALCÁRIO CALCÍTICOCELSO DE CASTRO MACHADO 28 December 2017 (has links)
[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.
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[pt] INTEGRAÇÃO SÍSMICA-GEOMECÂNICA NO PRÉ-SAL BRASILEIRO, BACIA DE SANTOS / [en] SEISMIC – GEOMECHANICAL INTEGRATION IN THE BRAZILIAN PRE-SALT, SANTOS BASINTALLES BARSANTI MENEGUIM 28 January 2021 (has links)
[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.
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Kurz- und langfristige Angebotskurven für Rohöl und die Konsequenzen für den MarktSchlothmann, Daniel 20 April 2016 (has links) (PDF)
In dieser Arbeit wurden Angebotskurven für 22 bedeutende Ölförderländer ermittelt und anschließend zu globalen Angebotskurven aggregiert. Gemäß den ermittelten Angebotskurven sind nahezu alle gegenwärtig in der Förderphase befindlichen Ölprojekte in den Untersuchungsländern auch beim aktuellen Ölpreis von 35 bis 40 US-$ je Barrel unter Berücksichtigung der kurzfristigen Grenzkosten rentabel. Sollte der Ölpreis jedoch in den kommenden Jahren auf diesem Niveau verharren, wird es bis zum Jahr 2024 zu einem Angebotsengpass auf dem globalen Ölmarkt kommen, da zur Deckung der zukünftigen Nachfrage die Erschließung kostenintensiver, unkonventioneller Lagerstätten und von Lagerstätten in tiefen und sehr tiefen Gewässern notwendig ist. Damit es bis zum Jahr 2024 nicht zu einem solchen Angebotsengpass kommt, ist gemäß des ermittelten langfristigen Marktgleichgewichts ein Ölpreis von mindestens 80 (2014er) US-$ je Barrel notwendig.
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Kurz- und langfristige Angebotskurven für Rohöl und die Konsequenzen für den MarktSchlothmann, Daniel 08 March 2016 (has links)
In dieser Arbeit wurden Angebotskurven für 22 bedeutende Ölförderländer ermittelt und anschließend zu globalen Angebotskurven aggregiert. Gemäß den ermittelten Angebotskurven sind nahezu alle gegenwärtig in der Förderphase befindlichen Ölprojekte in den Untersuchungsländern auch beim aktuellen Ölpreis von 35 bis 40 US-$ je Barrel unter Berücksichtigung der kurzfristigen Grenzkosten rentabel. Sollte der Ölpreis jedoch in den kommenden Jahren auf diesem Niveau verharren, wird es bis zum Jahr 2024 zu einem Angebotsengpass auf dem globalen Ölmarkt kommen, da zur Deckung der zukünftigen Nachfrage die Erschließung kostenintensiver, unkonventioneller Lagerstätten und von Lagerstätten in tiefen und sehr tiefen Gewässern notwendig ist. Damit es bis zum Jahr 2024 nicht zu einem solchen Angebotsengpass kommt, ist gemäß des ermittelten langfristigen Marktgleichgewichts ein Ölpreis von mindestens 80 (2014er) US-$ je Barrel notwendig.:1. Einleitung
2. Rohöl - Eine naturwissenschaftliche Einführung
3. Charakteristika von Rohölprojekten
4. Historie der Ölindustrie
5. Ökonomik von Rohölprojekten
6. Fallstudien zu den bedeutendsten Förderländern
7. Ermittlung regionaler und globaler Angebotskurven
8. Zusammenfassung
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