Estudo da injeção de CO2 em reservatórios carbonáticos de dupla-porosidade

As rochas carbonáticas ocupam, numa visão global, um expressivo volume da crosta terrestre. De maneira geral, pode-se dizer que essas rochas estão presentes nas diversas unidades litoestatigráficas da Terra. Os reservatórios carbonáticos são reservas naturalmente fraturadas que exigem uma abordagem diferenciada na modelagem em programas de simulação numérica. Os modelos de dupla porosidade são descritos por funções de tranferências que modelam o fluxo de óleo entre matriz e fraturas. Em um reservatório carbonático naturalmente fraturado o sistema de fraturas é determinante no escoamento de fluidos dentro da reserva. Os maiores reservatórios carbonáticos do mundo estão situados no Oriente Médio e na América do Norte. As maiores reservas de óleo brasileiras encontradas neste tipo de reservatório estão localizadas nos campos do Pré-Sal. No Pré-Sal, um volume significativo de dióxido de carbono é produzido juntamente com o óleo. A disponibilidade de um volume consideravél de dióxido de carbono derivado da produção de óleo no Pré-Sal favorece a utilização dos processos de EOR (Enhanced Oil Recovery) por injeção de gás. O processo de injeção de dióxido de carbono vem sendo utilizado em uma grande quantidade de projetos pelo mundo. A afinidade existente entre o óleo e o dióxido de carbono causa uma frente miscível entre as duas fases causando inchamento e vaporização do óleo dentro do reservatório. Para o estudo, foi utilizado um modelo base de reservatório de dupla-porosidade, desenvolvido pela CMG para o 6° Projeto de Soluções Comparativas da SPE, que modela sistemas de fraturas e de matriz e a tranferência de massa fluida entre elas, características de reservatórios naturalmente fraturados. Foi feita uma análise da injeção de diferentes vazões de dióxido de carbono no modelo base e em modelos semelhantes, com aumento e redução de 5 e 0.5 pontos nas propriedades de porosidade e permeabilidade da matriz, respectivamente, tendo a produção de óleo como resultado. A injeção de 25 milhões de pés cúbicos por dia de CO2 foi a vazão que obteve a melhor fator de recuperação

Estudo da injeção de CO2 em reservatórios carbonáticos de dupla-porosidade

As rochas carbonáticas ocupam, numa visão global, um expressivo volume da crosta terrestre. De maneira geral, pode-se dizer que essas rochas estão presentes nas diversas unidades litoestatigráficas da Terra. Os reservatórios carbonáticos são reservas naturalmente fraturadas que exigem uma abordagem diferenciada na modelagem em programas de simulação numérica. Os modelos de dupla porosidade são descritos por funções de tranferências que modelam o fluxo de óleo entre matriz e fraturas. Em um reservatório carbonático naturalmente fraturado o sistema de fraturas é determinante no escoamento de fluidos dentro da reserva. Os maiores reservatórios carbonáticos do mundo estão situados no Oriente Médio e na América do Norte. As maiores reservas de óleo brasileiras encontradas neste tipo de reservatório estão localizadas nos campos do Pré-Sal. No Pré-Sal, um volume significativo de dióxido de carbono é produzido juntamente com o óleo. A disponibilidade de um volume consideravél de dióxido de carbono derivado da produção de óleo no Pré-Sal favorece a utilização dos processos de EOR (Enhanced Oil Recovery) por injeção de gás. O processo de injeção de dióxido de carbono vem sendo utilizado em uma grande quantidade de projetos pelo mundo. A afinidade existente entre o óleo e o dióxido de carbono causa uma frente miscível entre as duas fases causando inchamento e vaporização do óleo dentro do reservatório. Para o estudo, foi utilizado um modelo base de reservatório de dupla-porosidade, desenvolvido pela CMG para o 6° Projeto de Soluções Comparativas da SPE, que modela sistemas de fraturas e de matriz e a tranferência de massa fluida entre elas, características de reservatórios naturalmente fraturados. Foi feita uma análise da injeção de diferentes vazões de dióxido de carbono no modelo base e em modelos semelhantes, com aumento e redução de 5 e 0.5 pontos nas propriedades de porosidade e permeabilidade da matriz, respectivamente, tendo a produção de óleo como resultado. A injeção de 25 milhões de pés cúbicos por dia de CO2 foi a vazão que obteve a melhor fator de recuperação

Nova metodologia para caracterização litológica das rochas carbonáticas do pré-sal com base na perfilagem e espectroscopia de poço

O cenário mundial de crescimento está favorecendo uma demanda cada vez maior por petróleo e gás. Para se adequar a esta demanda crescente, as companhias petroleiras têm perfurado em regiões de águas profundas e com caráter geológico particular, como os depósitos carbonáticos recém explorados no Brasil pela Petrobras e que entraram em produção a partir de 2008. Para a produção de hidrocarbonetos é preciso um conhecimento profundo das rochas que os contém. Isto se deve ao fato que os sensores usados para detectar hidrocarbonetos no processo conhecido como perfilagem de poço na indústria petroleira são influenciados em suas medições pelas características das rochas. No caso deste trabalho, carbonatos do pré-sal, aparece uma complicação adicional em termos litológicos que é a presença do mineral Estevensita que não é comumente encontrado em ambientes carbonáticos. Em função de não haver uma forma de detectar sem ambiguidades o mineral Estevensita (rico em magnésio) com a Dolomita (também rica em magnésio), e levando-se em consideração o fato de que a Estevensita fecha os poros da rocha (rocha não reservatório) enquanto a Dolomita normalmente pode ser uma excelente rocha reservatório é de fundamental importância conhecer se o magnésio é proveniente da Estevensita ou do processo de dolomitização do carbonato (substituição de cálcio por magnésio). Não existe hoje em dia uma metodologia de perfilagem de poço que possa indicar a proveniência do magnésio. Estevensita ou Dolomita? Rocha reservatório ou não-reservatório? O objetivo deste trabalho é prover respostas às perguntas acima. Desenvolver uma forma de analisar os minerais presentes no pré-sal através da perfilagem e espectroscopia de poço e fazer a separação entre os diversos constituintes das rochas encontradas no pré-sal. O pré-sal brasileiro é constituído por litologia carbonática complexa, sendo a seção rifte formada por coquinas e a seção sag por microbialitos. Estas rochas foram depositadas antes da deposição da camada de sal no fim do Aptiano. Para atingir o resultado esperado neste trabalho serão utilizadas medições convencionais e não convencionais no laboratório com rochas análogas ao pré-sal e minerais puros tais como a Estevensita a fim de determinar respostas padrão para serem utilizados em programas de análise de registros de perfilagem. O produto final deste trabalho é desenvolver um procedimento para determinação de litologia no pré-sal brasileiro através de registros a cabo (wireline) ou enquanto se perfura (Logging While Drilling - LWD)

Copépodes (Crustacea, Calanoida, Cyclopoida) planctônicos em reservatórios profundos e dendríticos: efeitos do tempo de residência e da idade de formação

Some ecological attributes of planktonic copepods (composition, diversity, abundance and its relations with limnological variables) were compared in two deep and dendritic reservoirs, 470km from each other, with contrasting water retention time (WRT) and ages of construction. Data were grouped from two different studies: samples were collected monthly between March/00 to February/01, on the Salto Caxias Reservoir (Iguaçu River), and tri-monthly between January/00 to October/01, on the Chavantes Reservoir (Paranapanema River). Eight species of Calanoida and six of Cyclopoida were identified in both reservoirs. The highest richness was observed in Salto Caxias (12 taxa) when compared with Chavantes (8 taxa), and six species were exclusive to Salto Caxias and two from Chavantes. Salto Caxias was studied one year after the construction, consequently with higher nutrients values in this period and showed generally high mean values of Copepoda (nauplius, copepodits and adults) than Chavantes, which is 38 years old. Some parameters as transparency, conductivity, turbidity and total nitrogen were significantly related with copepod abundance. New formation and sufficient long WRT could be an important cause for the highest richness of Calanoida and total abundance of individuals in Salto Caxias Reservoir.

Estudo da injeção de água e gás em um reservatório com características do pré-sal brasileiro

The pre-salt province is composed by large amounts of light oil and with good quality, a reality that puts Brazil in a strategic position facing the great demand for energy worldwide. In this province are the largest discoveries in the world in the last ten years; areas as Libra, Franco and Lula field, everyone containing volumes greater than 8 billion recoverable oil barrels. To develop and optimize the production of these fields, a study was done for choosing the improved oil recovery methods. The main motivations were the presence of carbon dioxide (CO2) as a contaminant and the strategic decision of do not discard it, combined with high GOR (gas-oil ratio) of the reservoir fluid. The method should take advantage of the unique abundant resources: seawater and produced gas. This way, the process of matching these resources in the water alterning gas injection (WAG) became a good option. In this master’s dissertation, it was developed a reservoir model with average characteristics of the Brazilian pre-salt, where was applied the improved oil recovery method of water alternating gas. The production of this reservoir was analyzed by parameters as: the first fluid injected in the injection process, position of the injection wells completion, injection water and gas rate and cycle time. The results showed a good performance of the method, with up to 26% of gains in the recovery factor regarding the primary recovery, since the application of water injection and gas, individually, was not able to overcome 10 % of gain. The most influential parameter found in the results was the cycle time, with higher recovery factor values obtained with the use of shorter times.

Os desafios, os impactos e a gestão da exploração do pré-sal

Consultoria Legislativa - Área XII - Recursos Minerais, Hídricos e Energéticos.

O pré-sal e o aquecimento global

Consultoria Legislativa - Área XII - Recursos Minerais, Hídricos e Energéticos.

A cessão onerosa de áreas do pré-sal e a capitalização da Petrobrás

Consultoria Legislativa - Área XII - Recursos Minerais, Hídricos e Energéticos.

A proposta do Poder Executivo para o marco legal do Pré-sal

Consultoria Legislativa - Área XII - Recursos Minerais, Hídrico e Energéticos.

Análise da proposta de retorno ao regime de concessão no Pré-Sal e em áreas estratégicas

Trata do regime de exploração de petróleo no Brasil, analisando as vantagens e desvantagens do regime de partilha e do regime de concessão.

Concessão ou Partilha, qual é o melhor regime para o pré-Sal ?

Analisa aspectos do Projeto de Lei nº 6.726, de 2013, de autoria do ilustre Deputado Mendonça Filho, que, na prática, extingue o regime de partilha de produção no Pré-Sal e em áreas estratégicas, passando a existir apenas o regime de concessão.

A influência da descoberta do pré-sal na economia fluminense

Assim como o setor de petróleo é importante para a economia do estado do Rio de Janeiro, o estado é importante para o setor de petróleo nacional. As Participações Governamentais, que incluem os Royalties e a Participação Especial, são a segunda maior arrecadação do estado (12% do total), perdendo apenas para a arrecadação do ICMS (51%). Do que é arrecadado em ICMS 11% é oriundo do setor do petróleo. Com isto, 18% de toda a arrecadação do Governo do estado vem do setor de petróleo. Essa participação poderia ser ainda maior se não houvesse a isenção da cobrança do ICMS na exportação da produção do petróleo e seus derivados. Nesse caso, a participação do setor petróleo no ICMS saltaria para 40%. Em números absolutos a arrecadação poderia ser de R$ 10 bilhões, o dobro da atual arrecadação em Participações Governamentais. Por outro lado, hoje em 2010, 82% da produção e 81% das reservas provadas nacionais estão na plataforma continental fluminense. Com a descoberta do Pré-Sal a produção nacional de petróleo e as reservas provadas poderão dobrar nos próximos anos, com isto a participação do Rio de Janeiro na produção e nas reservas poderá ultrapassar 95%. Apenas em pagamento de Participações Governamentais para União, Estado e Municípios os valores ultrapassariam a cifra de R$ 4 trilhões. Esta é a maior oportunidade de crescimento, desenvolvimento e atração de investimentos que o estado do Rio de Janeiro e seus municípios, ou outro qualquer estado ou município da federação, já teve em toda a História brasileira. Serão investidos nos próximos quatro anos mais de US$ 212 bilhões no setor de petróleo no Brasil e boa parte desses investimentos podem ser realizados dentro do Rio de Janeiro, já que grande parte desses investimentos será na porção fluminense (60% da área total) da área delimitada como Pré-Sal pelo Governo Federal. Serão diversas oportunidades para o estado avançar na melhoria da qualidade dos cidadãos e na infra-estrutura disponibilizada. Mas como toda a oportunidade é seguida de ameaças, as grandes montas de recursos envolvidos atraíram a atenção dos governantes e parlamentares de outros estados e do próprio Governo Federal, que criaram algumas ameaças para essas oportunidades como a mudança do Marco Regulatório do Petróleo, mas por outro lado abriram novas oportunidades tal como uma chance para a mudança na isenção do ICMS. No pior dos cenários o estado do Rio de Janeiro e seus municípios perderão mais que 97% dos Royalties e Participação Especial. Porém as oportunidades são maiores que as ameaças. Os recursos que podem advir do ICMS, dos investimentos das operadoras e das empresas de serviços e o número de empregos que poderão ser gerados compensam em muitas vezes as perdas em Royalties e Participação Especial. O cuidado que o estado do Rio de Janeiro e seus municípios devem ter é de não perder essas oportunidades de crescimento e desenvolvimento econômico e social, atentando para o timing das ações.

Alternativas técnico produtivas para o aproveitamento do gás natural da camada pré-sal

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.

Captação de recursos por meio de debêntures conversíveis em ações: uma opção para os investimentos no Pré-Sal

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.

Poder judiciário fluminense e capixaba diante do comércio internacional e do pré-sal: novos desafios

As transformações recentes das relações sociais e econômicas incrementados pelo dinamismo do comércio internacional, sua crescente complexidade e as recémdescobertas reservas petrolíferas na camada pré-sal, aliadas ao fenômeno da globalização, contribuem para o processo de internacionalização do Direito. Esse cenário tem demandado, ainda, novos instrumentos de solução dos conflitos e de controle social, exigindo dos magistrados brasileiros maior expertise no julgamento das demandas contemporâneas. Diante desse cenário, é necessário construir alternativas que realmente busquem modificar as estruturas vigentes na teoria, na práxis e no ensino do Direito. Assim, o objetivo geral desta pesquisa é contribuir para a eficiência da prestação jurisdicional dos magistrados, seja no âmbito estadual ou federal, que atuam no Estado do Rio de Janeiro e Espírito Santo, diante dos novos desafios que terão em face do comércio internacional e do pré-sal. Com a finalidade de alcançar seu escopo, a pesquisa, no Capítulo 1, trata dos conceitos, princípios e metodologia para atingir o objetivo geral da pesquisa. O Capítulo 2 ocupa-se da abordagem das disciplinas relevantes para uma eficiente prestação jurisdicional do pré-sal e do comércio internacional. Em seguida, o Capítulo 3 trata de analisar o conteúdo das disciplinas ministradas nas Escolas de Magistratura Estadual do Rio de Janeiro e Federal da 2ª Região, bem como as provas para ingresso à carreira da magistratura federal e estadual do Rio de Janeiro e Espírito Santo, no que tange à existência de disciplinas como Direito do Petróleo, Gás e Energia, Direito Econômico, Direito Internacional Público e Privado, Exploração & Produção, Direito do Mar, Direito Marítimo, Direito da Navegação Marítima, Direito Portuário, Direito Aduaneiro e Direito Ambiental. Por fim, serão feitas algumas considerações e apresentadas as referências da pesquisa.