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Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A464 | Uma discussão cobre os três programas Procap consecutivos. Eles são os programas de engenharia que o estado possuía a Petrobras desenvolveu em relação à exploração em águas ultra profundas. Cinco fatores que foram decisivos para o sucesso na exploração do petróleo em águas profundas e ultra profundas na bacia do Brasil são abordadas. A atual configuração do programa com alguns detalhes da sistêmica do programa é descrita. Três das tecnologias mais difíceis para perfeitar em águas profundas são consideradas. Os tópicos referem-se ao potencial dos recursos de petróleo e gás nas águas profundas do Brasil; a motivação e foco nas águas profundas para extrair petróleo e gás com o sucesso das Petróbras em fazê-lo; O sucesso das Petróbras em profunda exploração de água, devido à sua associação com a indústria para resolver todos os obstáculos de engenharia; as principais conquistas da Procap como envolvendo a aquisição da tecnologia FPSO e semi-submersíveis; A Procap-3000, lançada em junho de 2000 para descobrir e explorar campos a 3000 m de profundidade; Sistema sub-mar de aquecimento de tubulações e bombas elétricas; Sistema sub-Sea para separar a água de petróleo e gás; e conclusões. Procap1000, ativo em 1986-1991, lidou com exploração em profundidades de 1000 m. Procap-2000, ativo em 1992-1999, lidou com exploração em águas de 2000 m de profundidade. O programa Procap-3000 está ativo no período 2000-2005 em profundidades de 3000 m. A instalação da Petróbras do primeiro sistema submarino inteligente do mundo, totalmente elétrica, incharge, instalada por Baker Oil Tools é descrita. A Petróbras usa o software de entrada de ferramentas de óleo padeiro para controlar o equipamento bem. A instalação de incharge em águas profundas é a culminação de um projeto de desenvolvimento de 5 anos com participação de ferramentas de padeiro, padeiro atlas, petróbras e quantixo. Em dezembro de 2002, a Petróbras tinha 11.000 milhões de boe em reservas comprovadas de acordo com a metodologia SPE. As reservas em terra são apenas 11% deste total. Do resto, 76% estão em águas com mais de 400 m de profundidade e 46% das reservas da Petróbas estão em profundidades> 1000 m. A previsão e o exame estatístico da produção de petróleo e gás por Petróbras são fornecidos graficamente de 1982 a 2002 para taxas de petróleo em barris por dia; mistura de produção em terra seca e em várias profundidades de água em barris por dia de petróleo desde 3/14/2003; e tabulação da produção total de hidrocarbonetos em diversas áreas do Brasil de GNL, petróleo e gás natural de 2000 a 2003. | qual o nome da tecnologia lançada em junho de 2000 para explorar campos de 3000m de profundidade? | o nome da tecnologia é PROCAP-3000 | ### Instruction:
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qual o nome da tecnologia lançada em junho de 2000 para explorar campos de 3000m de profundidade?
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o nome da tecnologia é PROCAP-3000 <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1003 | O monitoramento acústico nos oceanos cresceu muito para vários propósitos. Para atender às necessidades de um programa de monitoramento acústico da Petrobras, uma empresa de exploração de petróleo brasileiro, foi desenvolvido um gravador acústico, chamado Saass, um sistema autônomo para a aquisição de sinais submarinos. Este desenvolvimento teve como principal objetivo, o período de desenvolvimento e seu custo, além de serem requisitos técnicos para essa aplicação. Este trabalho tornou-se uma experiência muito promissora, uma vez que também permitiu pesquisas na área de desenvolvimento de hidrofone e metodologia de análise de sinal acústico. Este artigo descreverá os aspectos mais relevantes do desenvolvimento de Saass e principais estratégias adotadas para atingir os objetivos estabelecidos do Programa Petrobras. | O que é o SAASS? | Sistema Autônomo de Aquisição de Sinais de Submarinos, um gravador acústico desenvolvido pela Petrobras. | ### Instruction:
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O que é o SAASS?
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Sistema Autônomo de Aquisição de Sinais de Submarinos, um gravador acústico desenvolvido pela Petrobras. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A538 | O monitoramento acústico nos oceanos cresceu muito para vários propósitos. Para atender às necessidades de um programa de monitoramento acústico da Petrobras, uma empresa de exploração de petróleo brasileiro, foi desenvolvido um gravador acústico, chamado Saass, um sistema autônomo para a aquisição de sinais submarinos. Este desenvolvimento teve como principal objetivo, o período de desenvolvimento e seu custo, além de serem requisitos técnicos para essa aplicação. Este trabalho tornou-se uma experiência muito promissora, uma vez que também permitiu pesquisas na área de desenvolvimento de hidrofone e metodologia de análise de sinal acústico. Este artigo descreverá os aspectos mais relevantes do desenvolvimento de Saass e principais estratégias adotadas para atingir os objetivos estabelecidos do Programa Petrobras. | O que é SAASS e para que foi desenvolvida? | SAASS é um sistema autônomo de aquisição de sinais de submarinos. Foi desenvolvido para atender às necessidades de um programa de monitoramento acústico da Petrobrás. | ### Instruction:
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O que é SAASS e para que foi desenvolvida?
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SAASS é um sistema autônomo de aquisição de sinais de submarinos. Foi desenvolvido para atender às necessidades de um programa de monitoramento acústico da Petrobrás. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A562 | O monitoramento acústico nos oceanos cresceu muito para vários propósitos. Para atender às necessidades de um programa de monitoramento acústico da Petrobras, uma empresa de exploração de petróleo brasileiro, foi desenvolvido um gravador acústico, chamado Saass, um sistema autônomo para a aquisição de sinais submarinos. Este desenvolvimento teve como principal objetivo, o período de desenvolvimento e seu custo, além de serem requisitos técnicos para essa aplicação. Este trabalho tornou-se uma experiência muito promissora, uma vez que também permitiu pesquisas na área de desenvolvimento de hidrofone e metodologia de análise de sinal acústico. Este artigo descreverá os aspectos mais relevantes do desenvolvimento de Saass e principais estratégias adotadas para atingir os objetivos estabelecidos do Programa Petrobras. | O que é o SAASS da Petrobras? | O sistema autônomo de aquisição de sinais de submarinos é um gravador acústico desenvolvido para atender às necessidades de um programa de monitoramento acústico nos oceanos. | ### Instruction:
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O que é o SAASS da Petrobras?
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O sistema autônomo de aquisição de sinais de submarinos é um gravador acústico desenvolvido para atender às necessidades de um programa de monitoramento acústico nos oceanos. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1140 | Após a formalização da base do Mioceno na seção Lemme-Carrosio (Itália) na base do subchron C6CN.2N, a biostratigrafia do plâncton calcário foi refinada em vários locais de perfuração do mar profundo do oceano aberto / locais de perfuração do oceano. No entanto, estudos biostratigráficos quantitativos de alta resolução, integrando a foraminifera planctônica e os nannofossilos calcários, ainda estão faltando para o intervalo de tempo abrangendo a transição oligoceno-mioceno. Aqui, apresentamos uma reinvestigação do projeto de perfuração do mar profundo buraco 516F (Rio Grande Ascensão) e 4 poços de petróleo perfurados pela Petróbras Brasileiro SA na Bacia de Campos (SW Atlantic Ocean). Identificamos 12 Foraminiferal Planctônico e 18 Bioeventes de Nannofossil Calcareous que foram integrados com uma magnetostratigrafia atualizada do orifício 516F permitindo a correlação com os GPTs e a identificação do frontal oligoceno / mioceno (base do subchron C6cn.2n) entre o topo do Sphenolitus Delfix. e a base de paragloborotalia comum Kugleri. Além disso, nossos resultados dão novos insights sobre a confiabilidade dos principais eventos de plâncton calcário em toda a transição do oligoceno-mioceno: (a) o topo do Sphenolithus Ciperoensis, a base S. Delfix e a parte superior, e a base de cometa de Sphenolitus são eventos confiáveis em escala global. ; (b) as bases da Glooquadrina deiscens e dissrbelos de esfenolithus> 4 μm são eventos correlatáveis apenas no setor do estudo do Oceano Atlântico SW; e (c) o Top GloboturBorotalita Ciperoensis, o Top GloboturBorotalita Angulisutural, e a Base de Procerus Sfhenolitus são diacronas. Finalmente, dados biostratigráficos anteriormente não declarados, como a gama de distribuição de S. descrebelnos <4 μm e esfenolitus cf. S. PseudoHeteromorphus, o intervalo de Tenuitellinata Praestainforthi, e o topo do Globigergioides comuns Primordius foi identificado na Bacia de Campos. | Além dos resultados do estudos gerarem uma melhor identificação do limite Oligoceno / Mioceno, também geraram novos insights sobre quais eventos? | Eventos de plâncton calcário na transição Oligoceno-Mioceno | ### Instruction:
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Além dos resultados do estudos gerarem uma melhor identificação do limite Oligoceno / Mioceno, também geraram novos insights sobre quais eventos?
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Eventos de plâncton calcário na transição Oligoceno-Mioceno <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A798 | Albacora, um campo gigante localizado sob profundidades de água que variam de 230m a 1.900m, na Bacia de Campos, no centro da Brasil, tem um volume estimado de petróleo de 4,4 bilhões de bbl e se estende por uma área de 235 km2. O plano de desenvolvimento concebido para este campo foi dividido em três fases, que o primeiro é um sistema de produção piloto econômico, que iniciou a produção de campo em outubro de 1987. Este artigo descreve muitas alternativas em estudo pela Petrobras para a instalação da segunda fase da exploração de campo. As profundidades de água dos poços nesta fase chegarão a 1.166m e espera-se que o arranque em 1994, com uma produção de pico de quase 200.000 BOPD em 1996. As alternativas diferem basicamente em parâmetros, como o tipo (semi-submersível, Torre, jaqueta) compatível, quantidade, tamanho e localização das unidades de produção, o tipo e a configuração dos sistemas submarinos, o tipo de produção de produção e exportação (rígidos, semi-rígidos ou flexíveis) e também o nível dos infra- Integração de estrutura. Uma análise econômica termina o papel e mostra que a Fase II, além de realizar uma concepção pioneira no nível mundial, também é um sistema de produção econômico. | Qual a profundidade e volume de petróleo estimado de Albacora? | Possui de 230m a 1900m e volume de 4,4 bilhões de de bbl | ### Instruction:
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### Input:
Qual a profundidade e volume de petróleo estimado de Albacora?
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Possui de 230m a 1900m e volume de 4,4 bilhões de de bbl <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A953 | Uma iniciativa de operações integradas está em frente à Bacia de Santos, a fim de enfrentar os novos desafios dos greenfields pré-sal. Esta iniciativa está sendo realizada na Petrobras por meio de um plano corporativo chamado GIOP (Gerenciamento de Operações Integradas) e, para potencializar as lições aprendidas, a empresa está implantando um piloto em Santos (cidade localizada no estado de São Paulo - Brasil). A Petrobras já tentou aplicar o conceito de campo inteligente em experiências anteriores. A empresa selecionou os 20 processos mais interessantes a serem redesenhados após o conceito IO para executar um piloto na bacia de Santos, com o objetivo de testar esse conceito, exercitar a maneira colaborativa de trabalhar e adquirir experiência. Esta fase usou alguns recursos disponíveis para ferramentas, ambientes colaborativos temporários e profissionais residentes. O foco era obter resultados antecipados com uma estratégia rápida. Portanto, bem e processos de fábricas de processamento foram implementados para todas as unidades da Bacia de Santos, seguidas por um suporte operacional 24/7, que está diretamente conectado às unidades de produção e operações offshore. Este artigo descreve a implementação e execução das atividades de vigilância de produção na Bacia de Santos, apontando para casos práticos de aplicação, entre processos relacionados. Muitas oportunidades de melhoria foram exercidas em várias disciplinas e ativos de produção, a fim de incorporar as lições aprendidas ao mapeamento de processos e trazer informações valiosas para as seguintes fases da implementação do GIOP no Brasil. | onde está sendo conduzida a vigilância da produção do pré-sal? | A iniciativa está sendo conduzida na Petrobras por meio de um plano corporativo denominado GIOp (Gestão Integrada de Operações) | ### Instruction:
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onde está sendo conduzida a vigilância da produção do pré-sal?
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A iniciativa está sendo conduzida na Petrobras por meio de um plano corporativo denominado GIOp (Gestão Integrada de Operações) <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1093 | Como uma solução para problemas de produção de areia associados à produção de hidrocarbonetos de reservatórios de arenito, a técnica de embalagem de cascalho (GPT) tem sido usada pela Petrobras desde os anos setenta, quando alguns pequenos campos offshore no Nordeste do Brasil foram completados com essa técnica. Mais recentemente, a Petrobras fez importantes descobertas em desaconsolados a arenitos de turbidita friáveis na área de Campos Basin, no Offshore Rio de Janeiro (Fig.1). Campos de Carapeba, Vermelho e Pargo, os chamados campos do nordeste dos pólos (NP Fields); e os campos de Albacora e Marlim Giants, localizados em águas profundas, estão entre essas importantes descobertas. O GPT foi eleito como a única técnica de controle de areia adequada a esses poços. O artigo descreve a Petrobras procura a melhoria do GPT para completar adequadamente NP, Albacora e Wells com esta técnica. O uso do GPT para Albacora e Marlim é único e é um dos desafios da Petrobras à produção de águas profundas. | Que técnica começou a ser usada no nordeste do Brasil como solução para a produção de areia durante a produção de hidrocarbonetos? | A técnica de compactação de cascalho, também conhecida como GPT | ### Instruction:
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Que técnica começou a ser usada no nordeste do Brasil como solução para a produção de areia durante a produção de hidrocarbonetos?
### Response:
A técnica de compactação de cascalho, também conhecida como GPT <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A767 | Como uma solução para problemas de produção de areia associados à produção de hidrocarbonetos de reservatórios de arenito, a técnica de embalagem de cascalho (GPT) tem sido usada pela Petrobras desde os anos setenta, quando alguns pequenos campos offshore no Nordeste do Brasil foram completados com essa técnica. Mais recentemente, a Petrobras fez importantes descobertas em desaconsolados a arenitos de turbidita friáveis na área de Campos Basin, no Offshore Rio de Janeiro (Fig.1). Campos de Carapeba, Vermelho e Pargo, os chamados campos do nordeste dos pólos (NP Fields); e os campos de Albacora e Marlim Giants, localizados em águas profundas, estão entre essas importantes descobertas. O GPT foi eleito como a única técnica de controle de areia adequada a esses poços. O artigo descreve a Petrobras procura a melhoria do GPT para completar adequadamente NP, Albacora e Wells com esta técnica. O uso do GPT para Albacora e Marlim é único e é um dos desafios da Petrobras à produção de águas profundas. | Qual a importância do uso de GPT (Técnica de compactação de cascalho) nos poços de Albacoa e Marlim, localizados em águas profundas? | É uma solução para os problemas de produção de areia associados à produção de hidrocarbonetos em reservatórios de arenito | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
### Input:
Qual a importância do uso de GPT (Técnica de compactação de cascalho) nos poços de Albacoa e Marlim, localizados em águas profundas?
### Response:
É uma solução para os problemas de produção de areia associados à produção de hidrocarbonetos em reservatórios de arenito <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A967 | Como uma solução para problemas de produção de areia associados à produção de hidrocarbonetos de reservatórios de arenito, a técnica de embalagem de cascalho (GPT) tem sido usada pela Petrobras desde os anos setenta, quando alguns pequenos campos offshore no Nordeste do Brasil foram completados com essa técnica. Mais recentemente, a Petrobras fez importantes descobertas em desaconsolados a arenitos de turbidita friáveis na área de Campos Basin, no Offshore Rio de Janeiro (Fig.1). Campos de Carapeba, Vermelho e Pargo, os chamados campos do nordeste dos pólos (NP Fields); e os campos de Albacora e Marlim Giants, localizados em águas profundas, estão entre essas importantes descobertas. O GPT foi eleito como a única técnica de controle de areia adequada a esses poços. O artigo descreve a Petrobras procura a melhoria do GPT para completar adequadamente NP, Albacora e Wells com esta técnica. O uso do GPT para Albacora e Marlim é único e é um dos desafios da Petrobras à produção de águas profundas. | Qual o objetivo principal da técnica de empacotamento de cascalho? | Uma solução para problemas de produção de areia. | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
### Input:
Qual o objetivo principal da técnica de empacotamento de cascalho?
### Response:
Uma solução para problemas de produção de areia. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1162 | Como os campos de petróleo offshore estão sendo desenvolvidos para águas mais profundas e mais profundas, as novas tecnologias são necessárias para conter as despesas de capital. No Brasil, onde o consumo de petróleo está aumentando e enormes campos de petróleo estão em profundidades altas, a questão é particularmente pressionada. Mais cedo e maior produção de petróleo daqueles campos de petróleo poderiam ser alcançados pelo uso de bombas submersíveis elétricas (ESP), até agora restritas a conclusões secas. Também distâncias mais longas da plataforma seriam práticas. Para a fase inicial deste desenvolvimento, a Petrobras trabalhava em conjunto com Tronic, Reda, Pirelli, Lasalle, Sade-Vigesa e Cooper. Como resultado, a instalação do First-The-World ESP em um poço submarino foi alcançado com sucesso em outubro / 1994 em RJS-221, localizado no campo da Carapeba, Campos Basin, Brasil. | Com qual tecnologia é possível aumentar a produção de Petroleo ? | Poderia ser alcançada com o uso de bombas elétricas submersíveis (ESP) | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
### Input:
Com qual tecnologia é possível aumentar a produção de Petroleo ?
### Response:
Poderia ser alcançada com o uso de bombas elétricas submersíveis (ESP) <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A244 | Como os campos de petróleo offshore estão sendo desenvolvidos para águas mais profundas e mais profundas, as novas tecnologias são necessárias para conter as despesas de capital. No Brasil, onde o consumo de petróleo está aumentando e enormes campos de petróleo estão em profundidades altas, a questão é particularmente pressionada. Mais cedo e maior produção de petróleo daqueles campos de petróleo poderiam ser alcançados pelo uso de bombas submersíveis elétricas (ESP), até agora restritas a conclusões secas. Também distâncias mais longas da plataforma seriam práticas. Para a fase inicial deste desenvolvimento, a Petrobras trabalhava em conjunto com Tronic, Reda, Pirelli, Lasalle, Sade-Vigesa e Cooper. Como resultado, a instalação do First-The-World ESP em um poço submarino foi alcançado com sucesso em outubro / 1994 em RJS-221, localizado no campo da Carapeba, Campos Basin, Brasil. | No Brasil, onde estão localizados os campos de petróleo? | Em grandes profundidades. | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
### Input:
No Brasil, onde estão localizados os campos de petróleo?
### Response:
Em grandes profundidades. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A484 | Como os campos de petróleo offshore estão sendo desenvolvidos para águas mais profundas e mais profundas, as novas tecnologias são necessárias para conter as despesas de capital. No Brasil, onde o consumo de petróleo está aumentando e enormes campos de petróleo estão em profundidades altas, a questão é particularmente pressionada. Mais cedo e maior produção de petróleo daqueles campos de petróleo poderiam ser alcançados pelo uso de bombas submersíveis elétricas (ESP), até agora restritas a conclusões secas. Também distâncias mais longas da plataforma seriam práticas. Para a fase inicial deste desenvolvimento, a Petrobras trabalhava em conjunto com Tronic, Reda, Pirelli, Lasalle, Sade-Vigesa e Cooper. Como resultado, a instalação do First-The-World ESP em um poço submarino foi alcançado com sucesso em outubro / 1994 em RJS-221, localizado no campo da Carapeba, Campos Basin, Brasil. | Quais empresas contribuíram com a Petrobras para o desenvolvimento da primeira instalação de Bomba Submersível Elétrica em um poço submarino? | Tronic, Reda, Pirelli, Lasalle, Sade-Vigesa e Cooper. | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
### Input:
Quais empresas contribuíram com a Petrobras para o desenvolvimento da primeira instalação de Bomba Submersível Elétrica em um poço submarino?
### Response:
Tronic, Reda, Pirelli, Lasalle, Sade-Vigesa e Cooper. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A500 | Como os campos de petróleo offshore estão sendo desenvolvidos para águas mais profundas e mais profundas, as novas tecnologias são necessárias para conter as despesas de capital. No Brasil, onde o consumo de petróleo está aumentando e enormes campos de petróleo estão em profundidades altas, a questão é particularmente pressionada. Mais cedo e maior produção de petróleo daqueles campos de petróleo poderiam ser alcançados pelo uso de bombas submersíveis elétricas (ESP), até agora restritas a conclusões secas. Também distâncias mais longas da plataforma seriam práticas. Para a fase inicial deste desenvolvimento, a Petrobras trabalhava em conjunto com Tronic, Reda, Pirelli, Lasalle, Sade-Vigesa e Cooper. Como resultado, a instalação do First-The-World ESP em um poço submarino foi alcançado com sucesso em outubro / 1994 em RJS-221, localizado no campo da Carapeba, Campos Basin, Brasil. | Quando ocorreu a primeira instalação de uma Bomba Elétrica Submersível em um poço subaquático? | outubro/1994. | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
### Input:
Quando ocorreu a primeira instalação de uma Bomba Elétrica Submersível em um poço subaquático?
### Response:
outubro/1994. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A213 | Com base no conhecimento dos pescadores artesanais locais e em observações diretas, este estudo apresenta evidências de que o Gigante Manta Ray Manta Birostris usa o complexo Paranaguá estuarine no sul do Brasil, o Oceano Atlântico Sul-Oeste, em um padrão sazonal previsível. Observações comportamentais sugerem que o estuário pode atuar como berçário para M. Birostris durante o verão. | Quando a arraia-gigante Manta birostris usa o complexo estuarino de Paranaguá no sul do Brasil para depositar seus ovos? | No verão. | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
### Input:
Quando a arraia-gigante Manta birostris usa o complexo estuarino de Paranaguá no sul do Brasil para depositar seus ovos?
### Response:
No verão. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A725 | O BG GROUP produziu recentemente uma nova estimativa na descoberta de óleo de Tupi na Bacia de Santos, afirmando que o campo contém 12-30 bilhões boe ou mais. Por um lado, a Petroleo Brasileiro SA de Petróleo (Petrobras) não comentou sobre a estimativa de produção revisada. Pode-se lembrar que a Petrobras relatou a descoberta para ser de 8 bilhões bbl de luz em bruto em 2007. Enquanto isso, alegações de BG foram produzidas em uma declaração sobre a estratégia de crescimento a longo prazo da empresa, lançada à frente da apresentação de seus resultados do quarto trimestre. . | Qual a possível causa da diferença nos dados divulgados pela Petrobas e pelo BG Group sobre a quantidade de barris? | Os dados do BG Group foram divulgados antes da apresentação dos resultados do quarto trimestre. | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
### Input:
Qual a possível causa da diferença nos dados divulgados pela Petrobas e pelo BG Group sobre a quantidade de barris?
### Response:
Os dados do BG Group foram divulgados antes da apresentação dos resultados do quarto trimestre. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A929 | O BG GROUP produziu recentemente uma nova estimativa na descoberta de óleo de Tupi na Bacia de Santos, afirmando que o campo contém 12-30 bilhões boe ou mais. Por um lado, a Petroleo Brasileiro SA de Petróleo (Petrobras) não comentou sobre a estimativa de produção revisada. Pode-se lembrar que a Petrobras relatou a descoberta para ser de 8 bilhões bbl de luz em bruto em 2007. Enquanto isso, alegações de BG foram produzidas em uma declaração sobre a estratégia de crescimento a longo prazo da empresa, lançada à frente da apresentação de seus resultados do quarto trimestre. . | Qual campo contém 12-30 bilhões de boe ou mais? | A bacia de Santos. | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
### Input:
Qual campo contém 12-30 bilhões de boe ou mais?
### Response:
A bacia de Santos. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A258 | A BR Petrobras planeja gastar US $ 224 bilhões até 2014 para desenvolver achados de óleo deepsea. O fornecimento de equipamentos em tempo hábil será fundamental para seus esforços para a produção de petróleo quase dobro no Brasil até 2020. O governo do Brasil quer a maioria do dinheiro dirigido a empresas locais ou unidades locais de multinacionais estrangeiras e quer desenvolver o setor de serviços de petróleo, criando indústria que poderia exportar bens e serviços em todo o mundo. Assim, os requisitos mínimos de conteúdo local aumentarão até 95% em 2017. Quem desejar ter um papel importante na E & P terá que estabelecer presença local significativa, em particular fornecedores de equipamentos (topsides, tubos, pacotes de energia, pacotes de energia para unidades offshore, etc.), que provavelmente precisará construir instalações de produção no Brasil. A questão não é apenas instalar o suporte de fabricação local, mas também apoio técnico pré-venda, presença próxima dos estaleiros e operadores durante a fase de integração, comissionamento e operação, e um suporte pós-venda muito forte e eficaz. O artigo irá discutir a estratégia global necessária para trazer ao Brasil a expertise técnica e fabril para apoiar o rápido crescimento da indústria de construção naval e examinará a importância de fornecer apoio local aos metros e proprietários para reduzir os atrasos na proposta técnica e durante a construção fase de embarcações. A Honeywell criou, além de suas operações já existentes, uma operação marítima no Rio de Janeiro. Esta unidade inclui: • Engenharia frontal desing (feed) • Suporte ao projeto de engenharia do cliente • Suporte técnico de vendas • Suporte de instalação e comissionamento. • Estação de serviço • Inventário de peça de reposição local. A consideração também será dada a um estudo sendo executado pela Honeywell para implementar uma linha de montagem no Brasil para minimizar os custos logísticos e os tempos de entrega. | Como uma linha de produção no Brasil pode beneficiar uma empresa? | Uma linha de produção tem o potencial de minimizar o custo de logística e tempos de entrega. | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
### Input:
Como uma linha de produção no Brasil pode beneficiar uma empresa?
### Response:
Uma linha de produção tem o potencial de minimizar o custo de logística e tempos de entrega. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A682 | O Brasil sofreu a contaminação por água causada por derramamentos de petróleo, que causou danos ambientais curtos e de longo prazo. Erro humano e problemas mecânicos no equipamento offshore durante a produção, transporte e armazenamento de petróleo constituem as principais causas de derramamento de óleo. Devido a esse fato e enfatizar o compromisso da Petrobras na manutenção e preservação do meio ambiente, a empresa desenvolveu estratégias e formas de prevenir os derramamentos de óleo, bem como métodos para controlá-los. O resultado foi a construção do Centro de Operações da Petrobras, que foi considerada pelo presidente da empresa para ser um sistema ambicioso, inovador e transformador que permitiu que a Petrobras criasse decisões operacionais mais informadas e mais eficientes. Este artigo tem como objetivo compartilhar uma experiência prática sobre como as tecnologias de TIC e a governança digital podem ajudar tanto a empresas públicas quanto privadas a maximizar a eficiência e a lucratividade de forma sustentável, criando políticas públicas e amigáveis ao meio ambiente. | Qual o objetivo do Centro de Operações da Petrobras? | Enfatizar o compromisso da empresa em manter e preservar o meio ambiente através de decisões operacionais mais bem informadas e eficientes. | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
### Input:
Qual o objetivo do Centro de Operações da Petrobras?
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Enfatizar o compromisso da empresa em manter e preservar o meio ambiente através de decisões operacionais mais bem informadas e eficientes. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1830 | Autoridade Ambiental Brasileira (IBAMA) adotou as regras da EPA para descarregar as estacas de perfuração das operações de O & amp; g. O método EPA descreve os procedimentos para avaliar a toxicidade usando plumulosus Leptoceirus. Apesar de ser uma espécie exótica, os laboratórios brasileiros mantêm as culturas de L. plumulosus. Caso contrário, Grandidierella Bonnieroides é amplamente distribuído em estuários brasileiros é cuidadosamente cultivado e sensível a muitos toxicantes. O presente estudo foi realizado para avaliar os efeitos de três fluidos de perfuração não aquosos (NAF) e duas lâminas de perfuração baseadas em sintéticas (SBM) cravadas para sedimentos naturais nos anfípodes. Experimentos de referência toxicantes também foram realizados utilizando olefina interna C16C18 ou um olefina interna C16C18 SBM de densidade semelhante. O sedimento foi coletado em Praia de Jabaquara, RJ e transferido para o laboratório em caixas frias. Depois de peneirar, foi mantido a 4 ± 2 ° C até que não há mais de 60 dias. Os procedimentos de spiking e testes de sedimento total foram criados seguindo os métodos descritos no método EPA 1644 e padrões brasileiros. Os anfiods foram expostos a 5 concentrações de SBM e NAF Sediment Sediment mais controles por 4 e 10 dias, respectivamente, em sistema estático. Nos testes da NAF usando G. Bonnieroides, a média LC50 obtida foi de 3,53 g.kg-1DW (n = 7; SD = 1,63; CV = 46,07%), 1,33 g.kg-1DW (n = 6; CV = 0,69; CV = 52,15%) e 0,56 g.kg-1DW (n = 7; SD = 0,24; CV = 42,69%) para olefina, éster e parafina, respectivamente, enquanto L. Plumulosus mostrou uma média LC50 de 1,66 g.kg-1DW (n = 6; SD = 1,30; CV = 78,10%), 0,60 g.kg-1DW (n = 5; SD = 0,22; cv = 35,81%) e 0,26 g.kg-1dw (n = 6; sd = 0,13; cv = 50,550%), respectivamente. O LC50 médio obtido nos testes SBM 1 (11.6 PPG) utilizando G. Bonnieroides foi de 139,78 ml.kg-1DW (n = 3; SD = 69,47; CV = 49,70%) e para o SBM 2 (9,9 ppg), o LC50 foi de 132,97 ml O .kg-1DW, enquanto L. Plumulosus mostrou uma LC50 média de 94,79 ml.kg-1dw (n = 2; SD = 92,33; CV = 97,41%) LC50 de 34,82 ml.kg-1DW, respectivamente, para SBM1 e SBM2. Em testes de olefina usando L. Plumulosus, teste SBM 2 usando G. Bonnieroides e testes do SBM 1 usando ambas as espécies, str = 1 foram obtidos, atendendo aos critérios da EPA para a descarga das estacas de perfuração. Embora G. Bonnieroides tenha se mostrado menos sensível do que L. Plumulosus ao NAF e ao SBM, o método usando G. Bonnieroides como espécies de teste demonstradas para ser adequada para este fim e apresentar variabilidade similar do que o mesmo método usando L. Plumulosus. | O IBAMA adotou as regras da EPA, essas regras tem qual finalidade no geral? | Descrever os procedimentos para avaliar a toxicidade | ### Instruction:
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O IBAMA adotou as regras da EPA, essas regras tem qual finalidade no geral?
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Descrever os procedimentos para avaliar a toxicidade <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1700 | Construir modelos de velocidade sísmica Honrando complexidades evidentes de dados sísmicos é fundamental para gerar insumos para várias aplicações em modelagem e imagem sísmica. Isso é particularmente importante para áreas complexas, como a seção pré-sal da Bacia de Santos, no brasileiro offshore. Apresentamos uma metodologia para construir modelos de velocidade incorporando os recursos geológicos identificados em dados sísmicos legados para esta bacia. De particular interesse é a estratificação interna dentro da seção de sal. Para caracterizar uma camada geológica, propomos o uso de impedância baseada em modelos que combina o conhecimento geológico de poços e interpretações sísmicas usando relacionamentos de propriedade rock. Os resultados são mostrados em ambos os reúne e empilhadas seções migradas com melhorias no achatamento e foco de refletores alvo. Essa abordagem também pode ser estendida para gerar um modelo de velocidade de entrada para o processo de migração do FWI. | Onde são mostrados os resultados da caracterização da camada geológica quando se propõe o uso de impedância baseada em modelo? | Em seções de coleta e migração empilhadas com melhorias no achatamento e no foco dos refletores de alvo. | ### Instruction:
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Onde são mostrados os resultados da caracterização da camada geológica quando se propõe o uso de impedância baseada em modelo?
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Em seções de coleta e migração empilhadas com melhorias no achatamento e no foco dos refletores de alvo. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1701 | Construir modelos de velocidade sísmica Honrando complexidades evidentes de dados sísmicos é fundamental para gerar insumos para várias aplicações em modelagem e imagem sísmica. Isso é particularmente importante para áreas complexas, como a seção pré-sal da Bacia de Santos, no brasileiro offshore. Apresentamos uma metodologia para construir modelos de velocidade incorporando os recursos geológicos identificados em dados sísmicos legados para esta bacia. De particular interesse é a estratificação interna dentro da seção de sal. Para caracterizar uma camada geológica, propomos o uso de impedância baseada em modelos que combina o conhecimento geológico de poços e interpretações sísmicas usando relacionamentos de propriedade rock. Os resultados são mostrados em ambos os reúne e empilhadas seções migradas com melhorias no achatamento e foco de refletores alvo. Essa abordagem também pode ser estendida para gerar um modelo de velocidade de entrada para o processo de migração do FWI. | Para gerar entradas para diversas aplicações em modelagem e imagem sísmica é fundamental que? | Se construa de modelos de velocidade sísmica respeitando as complexidades evidentes dos dados sísmicos. | ### Instruction:
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Para gerar entradas para diversas aplicações em modelagem e imagem sísmica é fundamental que?
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Se construa de modelos de velocidade sísmica respeitando as complexidades evidentes dos dados sísmicos. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A232 | Ao tomar um passo a negrito no desenvolvimento do campo da Garoupa Offshore Brasil com técnicas submarinas, a Petroleo Brasileiro SA (Petrobras) se beneficiará da produção antecipada para ajudar a satisfazer a crescente demanda de energia do país. Este artigo descreve a primeira fase do programa de desenvolvimento. A Petrobras está buscando uma taxa de produção de 45.000 b / d de nove poços perfurados. Cellars Wellhead, na qual muitos componentes, conexões associadas e sistemas de controle de bem-controle serão encapsulados, são descritos junto com linhas de fluxo submarino, processamento e carregamento e sistemas de controle de produção e processamento. | Como a população brasileira será beneficiada com a produção antecipada de petróleo? | Irá ajudar a suprir a crescente demanda de energia do país. | ### Instruction:
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Como a população brasileira será beneficiada com a produção antecipada de petróleo?
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Irá ajudar a suprir a crescente demanda de energia do país. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A780 | Ao tomar um passo a negrito no desenvolvimento do campo da Garoupa Offshore Brasil com técnicas submarinas, a Petroleo Brasileiro SA (Petrobras) se beneficiará da produção antecipada para ajudar a satisfazer a crescente demanda de energia do país. Este artigo descreve a primeira fase do programa de desenvolvimento. A Petrobras está buscando uma taxa de produção de 45.000 b / d de nove poços perfurados. Cellars Wellhead, na qual muitos componentes, conexões associadas e sistemas de controle de bem-controle serão encapsulados, são descritos junto com linhas de fluxo submarino, processamento e carregamento e sistemas de controle de produção e processamento. | Como o petróleo extraído do campo de Garoupa pela Petrobras será transportado? | Através de linhas de fluxo submarinas. | ### Instruction:
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Como o petróleo extraído do campo de Garoupa pela Petrobras será transportado?
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Através de linhas de fluxo submarinas. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A604 | A construção da linha de gás do Rio de Janeiro-São Paulo para a Petrobras representa um marco dentro do desenvolvimento de energia brasileira, uma vez que o sistema interconecta o principal centro industrial da América do Sul localizado no estado de São Paulo para a Bacia de Campos. Esta bacia, uma das áreas produtoras de gás e óleo, tem o desenvolvimento mais rápido do mundo e é responsável por mais de 50% da produção brasileira de petróleo e gás natural. Este artigo discusa as várias características do terreno, logística e detalhes de construção para este projeto. | O que é produzido na Bacia de Campos? | Óleo e gás natural | ### Instruction:
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O que é produzido na Bacia de Campos?
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Óleo e gás natural <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1548 | Coquinas constituem depósitos generalizados em configurações marinhas lacustres, estuarinas e superficiais, onde são uma valiosa fonte de informações sobre as condições ambientais. As sucessões grossas de coquina foram depositadas em uma série de bacias lacustres de rendas que se formaram ao longo da margem continental brasileira durante os primeiros estágios da abertura do Oceano Atlântico Sul, no início do Cretáceo. Na bacia de Sergipe-Alagoas, a sequência de coquina, equivalente à formação de Morro do Chaves, cultura na pedreira ATOL, e é considerada um analógico relevante para os reservatórios de hidrocarbonetos economicamente importantes nos estratos pré-sal (Barremian to Aptian) de A Bacia de Campos (Pampo, Badejo e Campos de Petróleo Linguado), que ocorrem apenas no subsurface. O objetivo deste estudo é gerar um modelo deposicional e estratigráfico através de fácies e análises estratigráficas de um poço de núcleo. Estas análises permitiram a caracterização geológica da formação da Morro do Chaves e da sua transição para as unidades estratigráficas adjacentes, a formação do coqueiro em seco acima e a formação do penedo abaixo, contribuindo para o crescente conhecimento de sedimentação em bacias de Rift e modelos exploratórios em produção de hidrocarbonetos reservatórios. A análise de fácies consiste em características sedimentológicas, tapónicas e estratigráficas das rochas. Quatorze fácies deposicionais foram reconhecidos, empilhados em baixa frequência e alta frequência, aprofundando-se e inclinando-se ciclos impulsionados pela interação entre o clima e o tectonismo. Um modelo deposicional é apresentado, com base na correlação entre os dados de bem-núcleo e afloramento descrito em estudos anteriores, fornecendo insights sobre a distribuição espacial de fácies. A análise detalhada de fácies e padrões de empilhamento lança luz sobre processos de depósitos, condições paleoambiental e a evolução do sistema através do tempo, para que possamos entender melhor os depósitos análogos no registro geológico. | Onde a coquina espessa foi depositada durante os primeiros estágios da abertura do Oceano Atlântico Sul, no Cretáceo Inferior? | Em uma série de bacias de fendas lacustres que se formaram ao longo da Margem Continental Brasileira. | ### Instruction:
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Onde a coquina espessa foi depositada durante os primeiros estágios da abertura do Oceano Atlântico Sul, no Cretáceo Inferior?
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Em uma série de bacias de fendas lacustres que se formaram ao longo da Margem Continental Brasileira. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1574 | Atualmente, os baixos preços do petróleo representam um desafio para o estado financeiro da indústria. Portanto, é muito importante que as empresas otimizem custos, mantendo ou mesmo aumentando a produção de petróleo. Ao mesmo tempo, com a produção de petróleo em declínio devido às limitações de redução de águas de alta duração e de volume de água em um sistema de produção offshore, é necessário procurar soluções para manter a viabilidade econômica aumentando a recuperação de petróleo em reservatórios maduros. Entre algumas alternativas, o separador submarino representa uma boa perspectiva para lidar com esses desafios. Este artigo tem como objetivo descrever uma metodologia para realizar o estudo de viabilidade técnica da implantação de um separador submarino de óleo / água no campo offshore brasileiro. Os resultados técnicos foram então usados como parte de uma análise econômica que está fora do escopo do presente artigo. O estudo é composto por quatro poços que estão ligados ao coletor e ao separador submarino. No separador submarino, 70% da água produzida é separada e reinjetada em um bem eliminação. Assim, os fluidos que permanecem (petróleo, gás e 30% da água) flui até a plataforma. Como esse volume de água reinjetado não está mais fluindo para a plataforma, mais fluido pode ser processado, permitindo que os poços operem em potenciais maiores, resultando em uma maior produção de óleo cumulativo para o campo. A abordagem de simulação computacional foi seguida usando a simulação de fluxo de poros, a simulação de garantia de fluxo e um acoplador que integra os dois. | Como o separador submarino pode auxiliar no aumento da produção de petróleo? | Separando e reinjetando parte da água produzida, fazendo com que o fluído restante suba para a plataforma e os poços operem em potenciais maiores | ### Instruction:
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Como o separador submarino pode auxiliar no aumento da produção de petróleo?
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Separando e reinjetando parte da água produzida, fazendo com que o fluído restante suba para a plataforma e os poços operem em potenciais maiores <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1270 | Atualmente, o porto de Santos é o maior da América Latina, e seu canal de acesso está no processo de aprofundamento, com a intenção de chegar a 17 m de Dhn como objetivo final. Especificamente para a seção Maritime Bar, que agora é mantida apenas pela dragagem, é esperado um aumento significativo no volume de dragagem de manutenção. O presente estudo aplicou a modelagem física para avaliar a eficácia de dois molhes curvos na manutenção da profundidade ao longo da entrada de entrada do canal de Santos, seu impacto sobre a dispersão da pluma de efluentes da existente emissões e sua influência na praia adjacente à o cais direito proposto. Como resultado, o layout do líquido pode manter a profundidade do canal de acesso com um volume muito menor de dragagem do que a manutenção atual requer. Verificou-se que o aumento de 1,2 km no comprimento original do outfall não só reduziria a influência da presença da molheira, mas também melhorou significativamente a dispersão dos efluentes em comparação com a situação original. Além disso, a presença dos molhes induz uma acreção marítima que tende a proteger a região adjacente à entrada, que atualmente está sofrendo um processo de erosão grave. Finalmente, o estudo mostra que é completamente viável adotar os molhes curvos para transpor a barra marítima do porto da Santos, que pode ser configurada como uma opção econômica e atraente para manter profundezas de 17 m Dhn. | Qual foi a conclusão sobre o estudo dos molhes curvos que estava sendo programado para ser instalado no porto de Santos? | o layout dos molhes deste estudo conseguiriam manter a profundidade de acesso do canal, porém com um volume de dragagem muito menor do que o do sistema atual. | ### Instruction:
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Qual foi a conclusão sobre o estudo dos molhes curvos que estava sendo programado para ser instalado no porto de Santos?
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o layout dos molhes deste estudo conseguiriam manter a profundidade de acesso do canal, porém com um volume de dragagem muito menor do que o do sistema atual. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1919 | Os dados apresentados neste investigação referem-se a estudos integrando palyinficies e análises de geoquímica orgânicas que foram realizadas em 51 amostras de PEC-41-SE-9 bem, localizados na bacia de Sergipe, margem continental brasileira oriental. Foi avaliado o potencial de geração de petróleo, identificando o tipo e grau de maturação da matéria orgânica. Análises ópticas mostram que a matéria orgânica é composta em maior proporção por matéria orgânica amorfa em boa preservação, com alta fluorescência. Apresenta também uma média de 67% relativa à composição total do querio. Os fitoclastos geralmente são bem preservados em quase toda a seção. Os palynomorfos são compostos por uma associação, predominantemente, de esporos e grãos de pólen de gênero Classopollis, apresentando predominantemente um ambiente climático semi-árido no tempo de depósito. A presença do Dinoflagellate na seção superior exibe as primeiras ingressões marinhas que aconteceram no final do aptiano. Com base nos resultados qualitativos e quantitativos do querio, foi possível caracterizar três palyinficies distintas, em que os palynofacies eu tive as melhores características de qualidade e preservação da matéria orgânica. Os resultados mostram valores totais de carbono orgânicos de até 6,39% e dados de pirólise rock-event apontaram para o querio tipo II rico em matéria orgânica adequada para a formação de acumulações de hidrocarbonetos. O índice de hidrogênio é encontrado entre 200 e 550 mg de HC / G de carbono orgânico total, que mostra um bom potencial para a geração de petróleo e gás. Dados do Índice de Cor do Spore concluem que a matéria orgânica é encontrada predominantemente na fase de maturação imatura, com valores de SCI de 4,0 a 4,5, corroborando com dados de temperatura máxima, de até 432 ° C. | Quais foram as conclusões retiradas dos resultados qualitativos e quantitativos do querogênio? | Foi possível caracterizar três palinofácies distintas, das quais as palinofácies apresentaram as melhores características para qualidade e preservação da matéria orgânica. | ### Instruction:
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Quais foram as conclusões retiradas dos resultados qualitativos e quantitativos do querogênio?
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Foi possível caracterizar três palinofácies distintas, das quais as palinofácies apresentaram as melhores características para qualidade e preservação da matéria orgânica. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1950 | Os ventiladores de mar profundos foram propostos para atuar como pias de carbono, deposição rápida que conduz a metanogênese rasa para favorecer o armazenamento líquido dentro da zona de estabilidade do hidrato de gás (GHSZ). Aqui, apresentamos novas evidências de ventilação generalizada do gás do GHSZ no ventilador de mar profundo da Amazônia, juntamente com análises das primeiras amostras de hidratos de gás recuperados no Offshore Ne Brasil. Coluna de água multibeam e imagens do fundo do mar em uma área de 18.000 km² do ventilador da Amazônia Superior revelam 53 plumas de gás de coluna de água, subindo de recursos de ventilação em profundidades de água de 650-2600 m. A maioria das aberturas de gás (60%) estão localizadas ao longo das falhas do fundo do mar que registram o colapso gravitacional contínuo do ventilador acima de decréscimos profundos, enquanto outros (40%) estão localizados em profundidades de água de 650-715 m dentro da borda superior do GHSZ. Composições de gás de hidratos recuperados em aberturas em três localizações em e ao norte do ventilador indicam fontes biogênicas (predominantemente metano com 2-15% de CO2; Δ¹c de - 81,1 a - 77,3 ‰), enquanto as amostras de aberturas adjacentes ao ventilador incluem Possíveis contribuições termogênicas (metano 95%, CO2 4% e etano 1%; Δ¹³c - 59,2 ‰). Estes resultados concordam com os achados anteriores que a borda superior do GHSZ pode ser sensível a mudanças temporais nas temperaturas da água, mas ponto adicional para a importância do escape de gás de dentro das áreas de estabilidade de hidratos de gás. Nossos resultados sugerem o papel da migração de fluidos ao longo das vias criadas por falhas dentro de despachos de margem passiva rápida, que são cada vez mais reconhecidos para sofrer colapso gravitacional acima de Décollements. Nossas descobertas adicionam a evidência de que o gás pode escapar de sedimentos para o mar em áreas onde os hidratos de gás são estáveis em margens passivas, e sugerem a necessidade de mais estudos da dinâmica de despachos profundos em relação ao ciclismo de carbono. | O que a sigla GHSZ quer dizer? | zona de estabilidade de hidratos de gás | ### Instruction:
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O que a sigla GHSZ quer dizer?
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zona de estabilidade de hidratos de gás <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A688 | A exploração de águas profundas no Brasil continuou a aumentar a complexidade, exigindo que novas tecnologias não apenas atendam às demandas cada vez maiores dos ambientes desafiadores, mas também o aumento dos custos. Estes foram incorridos a partir do aumento e atualizações contínuas em regulamentos de segurança e os custos associados à exploração em novos ambientes. Nesse cenário, os operadores recebem métodos econômicos para avaliar a bem lucratividade sem sacrificar a segurança. Em um bloco de petróleo potencial recém-descoberto, é necessário obter dados do downhole, como pressão, temperatura sob condições específicas (fluxo e períodos de acumulação), bem como obter amostras de fluido compensadas por pressão e produzir volume ao longo do tempo. Para obter esses dados, é necessário realizar testes de tronco de perfuração (DSTs). Usando o tipo de dados que podem ser derivados de DSTs, é possível estimar o volume do reservatório, suas camadas dentro do campo testado e outras características necessárias para a conclusão do planejamento. Se realizado no mar, o teste requer equipamento de segurança colocado dentro da pilha de impedimento (BOP) para manter o poço sob controle, impedir o fluxo indesejado e proteger o ambiente e o pessoal. Descobertas recentes no Brasil indicam que há um grande potencial de hidrocarboneto na área pré-sal. Essa área se estende em uma pista que inclui 800 quilômetros do nordeste para as regiões do sul, fica a 200 quilômetros de largura da costa, e tem reservatórios que são 3.000 metros de profundidade. A estimativa inicial da produção de hidrocarbonetos para a área de pré-sal brasileira foi de aproximadamente 60 bilhões de barris, mas outras pesquisas mostraram resultados diferentes que são estimados de 120 a 200 bilhões de barris. A importância dessas informações tem mais do que justificou a necessidade de realizar operações de DST para obter dados confiáveis. Segundo a Petrobras, a produção brasileira aumentou firmemente, e a produção tem 300 mil barris / dia desde 2008, quando a produção pré-sal no Brasil começou; A empresa quer atingir 1 milhão de barris / dia até 2017. Para atingir esses números, será necessário garantir que o reservatório responda como originalmente previsto. Isso exigirá a aquisição de dados confiáveis para estimar os recursos atuais, que o DST fornece. Após o DST, se o operador determinar que a produção da formação não foi executada de acordo com sua expectativa ou sua taxa de produção desejada, o operador pode optar por fraturar o poço. Este processo é realizado injetando grandes quantidades de um fluido específico e carregado de proppant para o reservatório em altas pressões e altas taxas de bomba, a fim de tentar aumentar a produção esperada do reservatório. Com o equipamento tradicionalmente usado, depois de completar o processo de fraturamento, o equipamento deve ser retirado do buraco (Pooh) e tropeçado novamente para executar a operação real de teste de tronco. Várias viagens foram necessárias, porque o equipamento de segurança disponível para a indústria do petróleo não foi certificado para trabalhar em ambientes extremos com sólidos sendo bombeados em altas taxas e pressões. Se as viagens fossem consolidadas, um pacote de equipamentos de downhole especialmente projetado teria que ser desenvolvido. Uma grande empresa de engenharia / serviço já desenvolveu novos equipamentos de árvore de segurança submarina a serem colocados dentro da pilha BOP; Com este novo equipamento, a operação de fraturamento e os testes de tronco de perfuração podem ser realizados na mesma viagem, uma vez que o sistema de válvula de segurança tem a capacidade de manter a integridade ao funcionar em condições pesadas de alta taxa de alta pressão. Este novo equipamento foi qualificado para as condições a que se esperava ser submetido testando o comportamento material sob pressões de fraturamento de até 13000 psi com 23 taxa de bombeamento BBL / min com lama que tinha 6 lbm de areia por galão por galão. Depois de mais de 350.000 lbm de fluido proppant de areia foi fluído através da árvore de segurança submarina, e foi encerrado por 5 minutos em suspensão total de concentração de areia. Depois, a pressão foi aumentada para 15000 psi por 10 minutos sem vazamento através da árvore. Depois de ser desmontado, a nova árvore de segurança submarina foi inspecionada; A inspeção mostrou dano mínimo e erosão nas paredes internas da ferramenta, indicando que o equipamento se qualificaria para este tipo de operação offshore. | Quais são as medidas de segurança utilizadas se o Drill-Stem Test é realizado em alto mar? | Para fazer esse teste é necessário utilizar um equipamento de segurança que é colocado dentro de um preventor de explosão, o BOP, com o objetivo de manter o poço sob controle | ### Instruction:
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Quais são as medidas de segurança utilizadas se o Drill-Stem Test é realizado em alto mar?
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Para fazer esse teste é necessário utilizar um equipamento de segurança que é colocado dentro de um preventor de explosão, o BOP, com o objetivo de manter o poço sob controle <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A250 | A exploração de águas profundas no Brasil continuou a aumentar a complexidade, exigindo que novas tecnologias não apenas atendam às demandas cada vez maiores dos ambientes desafiadores, mas também o aumento dos custos. Estes foram incorridos a partir do aumento e atualizações contínuas em regulamentos de segurança e os custos associados à exploração em novos ambientes. Nesse cenário, os operadores recebem métodos econômicos para avaliar a bem lucratividade sem sacrificar a segurança. Em um bloco de petróleo potencial recém-descoberto, é necessário obter dados do downhole, como pressão, temperatura sob condições específicas (fluxo e períodos de acumulação), bem como obter amostras de fluido compensadas por pressão e produzir volume ao longo do tempo. Para obter esses dados, é necessário realizar testes de tronco de perfuração (DSTs). Usando o tipo de dados que podem ser derivados de DSTs, é possível estimar o volume do reservatório, suas camadas dentro do campo testado e outras características necessárias para a conclusão do planejamento. Se realizado no mar, o teste requer equipamento de segurança colocado dentro da pilha de impedimento (BOP) para manter o poço sob controle, impedir o fluxo indesejado e proteger o ambiente e o pessoal. Descobertas recentes no Brasil indicam que há um grande potencial de hidrocarboneto na área pré-sal. Essa área se estende em uma pista que inclui 800 quilômetros do nordeste para as regiões do sul, fica a 200 quilômetros de largura da costa, e tem reservatórios que são 3.000 metros de profundidade. A estimativa inicial da produção de hidrocarbonetos para a área de pré-sal brasileira foi de aproximadamente 60 bilhões de barris, mas outras pesquisas mostraram resultados diferentes que são estimados de 120 a 200 bilhões de barris. A importância dessas informações tem mais do que justificou a necessidade de realizar operações de DST para obter dados confiáveis. Segundo a Petrobras, a produção brasileira aumentou firmemente, e a produção tem 300 mil barris / dia desde 2008, quando a produção pré-sal no Brasil começou; A empresa quer atingir 1 milhão de barris / dia até 2017. Para atingir esses números, será necessário garantir que o reservatório responda como originalmente previsto. Isso exigirá a aquisição de dados confiáveis para estimar os recursos atuais, que o DST fornece. Após o DST, se o operador determinar que a produção da formação não foi executada de acordo com sua expectativa ou sua taxa de produção desejada, o operador pode optar por fraturar o poço. Este processo é realizado injetando grandes quantidades de um fluido específico e carregado de proppant para o reservatório em altas pressões e altas taxas de bomba, a fim de tentar aumentar a produção esperada do reservatório. Com o equipamento tradicionalmente usado, depois de completar o processo de fraturamento, o equipamento deve ser retirado do buraco (Pooh) e tropeçado novamente para executar a operação real de teste de tronco. Várias viagens foram necessárias, porque o equipamento de segurança disponível para a indústria do petróleo não foi certificado para trabalhar em ambientes extremos com sólidos sendo bombeados em altas taxas e pressões. Se as viagens fossem consolidadas, um pacote de equipamentos de downhole especialmente projetado teria que ser desenvolvido. Uma grande empresa de engenharia / serviço já desenvolveu novos equipamentos de árvore de segurança submarina a serem colocados dentro da pilha BOP; Com este novo equipamento, a operação de fraturamento e os testes de tronco de perfuração podem ser realizados na mesma viagem, uma vez que o sistema de válvula de segurança tem a capacidade de manter a integridade ao funcionar em condições pesadas de alta taxa de alta pressão. Este novo equipamento foi qualificado para as condições a que se esperava ser submetido testando o comportamento material sob pressões de fraturamento de até 13000 psi com 23 taxa de bombeamento BBL / min com lama que tinha 6 lbm de areia por galão por galão. Depois de mais de 350.000 lbm de fluido proppant de areia foi fluído através da árvore de segurança submarina, e foi encerrado por 5 minutos em suspensão total de concentração de areia. Depois, a pressão foi aumentada para 15000 psi por 10 minutos sem vazamento através da árvore. Depois de ser desmontado, a nova árvore de segurança submarina foi inspecionada; A inspeção mostrou dano mínimo e erosão nas paredes internas da ferramenta, indicando que o equipamento se qualificaria para este tipo de operação offshore. | Quais características são desejáveis para os ambientes desafiadores da exploração em alto-mar no Brasil? | Métodos com um bom custo-benefício e segurança | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
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Quais características são desejáveis para os ambientes desafiadores da exploração em alto-mar no Brasil?
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Métodos com um bom custo-benefício e segurança <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1485 | Piercement de diapir através do assoalho do oceano marca os estágios finais de um caminho de migração dinâmica. Uma vez exumado, uma diapira extrusora do fundo do mar, colocando um obstáculo para o fluxo de correntes de fundo do oceano. Embora a resposta hidrodinâmica do fluxo tenha sido previamente estudada, as modificações detalhadas de deposicionamento e intemperismo envolvidas no processo de piercização são menos compreendidas. Para preencher esta lacuna, reunimos já dados de batimétricos multibeam, os perfis de reflexão sísmica multiCannel e coletamos novos perfis de chilro de canal único, dados acústicos doppler atual e amostras de sedimentos em toda a Bacia de Santos, offshore Brasil. Nesta região, os processos que conectam o subsuperfície superior com a seção inferior da coluna de água são desconhecidas. Os dados mostram três fases principais da exumação de diapir: pré-, sintage e pós-piercing no fundo do mar. Falhas extensionais coroa o diapir pré-exposto, antes de seu piercing através do fundo do mar. Correntes de fundo do oceano retrabalharam o topo das falhas para formar depressões alongadas. As correntes inferiores desvanecem firmemente o diapir durante e após sua exposição no fundo do mar. Esta interação forma um padrão de depósito de contumência de desvio e fosso. Nossos dados de alta resolução permitem relacionar essas morfologias aos processos do fundo do mar e distinguindo-os de outras geometrias refletoras relacionadas à deformação do flanco de diapir, como mergulho externo de reflexões. Utilizamos ainda mais essa distinção geométrica para sugerir uma chave para interpretar a exposição versus História do enterro de outros diapiros em todo o mundo. | Quais os três estágios principais da enxumação do diapiro? | Pré-perfuração, perfuração e pós-perfuração no fundo do mar. | ### Instruction:
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Quais os três estágios principais da enxumação do diapiro?
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Pré-perfuração, perfuração e pós-perfuração no fundo do mar. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1132 | As zonas salgadas de perfuração, especialmente em águas profundas e ultrafundas, apresenta vários desafios a serem superados. Um dos principais problemas enfrentados por engenheiros de perfuração, projetando e executando uma seção em zonas salinas, é o fluxo de formação para o Wellbore. Temperatura e pressão exercida pelas rochas acima da formação de sal, tendo um comportamento de plástico que tendem a fluir, e feche o pinça de Wellbore como o bits dela. Quanto mais aprofundam a formação de sal, maior a temperatura e a pressão acima e, consequentemente, quanto maior a tendência a fluir para o poço, causando vários problemas, como alto torque, arrastar e pedras. Para evitar esses problemas e manter o estável do Wellbore, o fluido de perfuração deve exercer uma pressão hidrostática mínima sobre a formação. Assim, o peso da lama é um parâmetro muito importante que precisa ser determinado com uma boa precisão. Como não há ferramentas confiáveis para ajudar os designers de perfuração a prever o peso da lama com base nas informações do Wellbore e sua litologia, esta é uma tarefa muito difícil. Hoje em dia, a previsão de pesos de lama para poços pré-sal é feita com base na experiência do designer e é atualizada durante o trabalho de perfuração, pois os engenheiros analisam o comportamento do Wellbore. A falta de precisão na estimativa do peso da lama correta causa vários problemas operacionais, atualmente relacionados a altos tempos não produtivos. A Petrobras está desenvolvendo software para prever o peso de lama adequado, a fim de evitar a fluência salgada com base na litologia do poço e uma grande histórica de poços perfurados em zonas pré-sal. Os testes iniciais mostram que o software é capaz de prever o peso da lama com uma precisão muito boa. Este artigo mostra o desenvolvimento do software e os resultados iniciais obtidos. | Quais são as causas da falta de precisão na estimativa do peso correto da lama? | Diversos problemas operacionais, atualmente relacionados aos elevados tempos de improdutividade | ### Instruction:
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Quais são as causas da falta de precisão na estimativa do peso correto da lama?
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Diversos problemas operacionais, atualmente relacionados aos elevados tempos de improdutividade <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1567 | Durante os últimos anos, muito trabalho foi feito com foco no desenvolvimento de soluções de baixas válvulas de cisalhamento para serem aplicadas em plantas de processo primário de petróleo. O principal objetivo da válvula de baixo cisalhamento é gerar emulsões de água (WIO) e óleo em água (Oiw) que podem ser mais fáceis tratadas pelo processo de separação, quando comparado com emulsão gerada por válvulas convencionais. Este artigo apresenta resultados experimentais de uma comparação entre uma válvula de tesoura baixa comercial e uma válvula convencional. Ambas as válvulas foram instaladas em paralelo em um loop de teste e os fluidos usados para todos os pontos de matriz de teste eram água potável misturada com petróleo petróleo bruto. A matriz de teste inclui variação de pressão diferencial em válvulas, fluxograma e concentração de água / óleo. As amostras foram coletadas a jusante de ambas as válvulas e levaram a liquidar em vários tempos de residência. O grau de contaminação de ambas as fases foi analisado para todos os tempos de residência. O benefício da aplicação de baixa válvula de cisalhamento foi quantificado para todas as condições de teste e os resultados foram muito promissórias. As gotas de pressão através das válvulas foram selecionadas, considerando valores típicos observados nas válvulas de estrangulamento da Petrobras e válvulas de nível de controle. Para quase todos os pontos de matriz de teste, a emulsão gerada pela válvula de cisalhamento baixa mostrou pelo menos um leve benefício, permitindo ter melhor qualidade da água após a fixação. A solução de válvula de baixo teatral mostrou ser uma tecnologia promissória, mas a magnitude do benefício é muito influenciada pelas condições de operação do processo de válvula. | Qual foi o resultado do teste da valvula de baixo cisalhamento? | Ela apresentou pelo menos um leve benefício, permitindo ter melhor qualidade da água após sedimentação. | ### Instruction:
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Qual foi o resultado do teste da valvula de baixo cisalhamento?
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Ela apresentou pelo menos um leve benefício, permitindo ter melhor qualidade da água após sedimentação. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1873 | A fadiga é uma das principais condições de governo no desenho de ridros rígidos, em particular aqueles em água ultra-profunda. Uma maneira eficaz de melhorar a fadiga é adotar uma configuração de onda preguiçosa, em vez de uma simples catenária. Aço preguiçoso Risers (SLWR) foram usados com sucesso no exterior do Brasil (Hoffman et al. 2010, Oliveira et al. 2017) e no Golfo do México (Beattie et al. 2013), e foram considerados para o Mar do Norte (Felista et al. 2015) e offshore Austrália (Vijayaraghavan et al. 2015). No entanto, é provavelmente o aspecto mais intensivo de computação. Análises de fadiga requerem um número muito grande de casos de carga a serem executados, em modelos complexos e não lineares. Os métodos para simplificar aspectos da análise são altamente desejáveis, mas devem ser pesados para fornecer os níveis de segurança necessários enquanto não introduzam pressupostos uneconômicos e superceservativos. A primeira solda superior é um hotspot crucial, em particular para a produção SLWRS (Senra et al. 2011). Estes tipicamente adotam articulações flexíveis (FJ) na conexão com a embarcação / plataforma, e a linearização da rigidez da FJ é uma dessas principais simplificações que trazem valor significativo na redução do custo de análise. Este artigo descreve um método para estimar o ângulo característico usado para a linearização, que resulta em redução significativa de rigidez em contraste com o método habitual, mais simples. As curvas de rigidez FJ não lineares geralmente estão disponíveis e fornecem rigidez associada ao ângulo absoluto FJ. A rigidez do FJ reduz significativamente com o ângulo de rotação. O método convencional adota a rigidez correspondente ao ângulo mais provável do riser - valor absoluto medido a partir da configuração estática. Por outro lado, a metodologia proposta para estimar a mudança mais provável no ângulo. À medida que os ângulos geralmente aparecem em ângulos alternativos, o método proposto resulta em ângulo característico muito maior e, portanto, muita rigidez de FJ menor. O resultado é significativamente menos projetos conservadores, ainda assim atendendo as mesmas margens de segurança necessárias. | Qual é a dualidade em relação a benefícios do Steel Lazy Wave Risers (SLWR)? | Esta é eficaz de melhorar a fadiga é adotar uma configuração de onda lenta, em vez de uma simples catenária. SLWR foram usados com sucesso no Brasil, no Golfo do México, o Mar do Norte e na Austrália. No entanto, é provavelmente o aspecto mais intensivo de computação dele. As análises de fadiga requerem um grande número de casos de carga a serem executados, em modelos não lineares complexos. | ### Instruction:
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Qual é a dualidade em relação a benefícios do Steel Lazy Wave Risers (SLWR)?
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Esta é eficaz de melhorar a fadiga é adotar uma configuração de onda lenta, em vez de uma simples catenária. SLWR foram usados com sucesso no Brasil, no Golfo do México, o Mar do Norte e na Austrália. No entanto, é provavelmente o aspecto mais intensivo de computação dele. As análises de fadiga requerem um grande número de casos de carga a serem executados, em modelos não lineares complexos. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1241 | Cinqüenta e nove comprimento (LWR) e comprimento de comprimento (LLR) foram estimados para 18 espécies de peixes, pertencentes a 10 famílias. Os espécimes de peixes foram capturados em RockPools de 21 locais ao longo de um trecho de 4.900 km da costa brasileira, entre latitudes 00 ° e 22 ° S, em 2012. Este estudo representa a primeira referência disponível para cinco espécies de peixes (Gobiesox Barbatulus, Geminatus Bathygobius , Labrisomus Nuchipinnis, Malacoctenus Delalandii, Lutjanus Alexandrei) em LLR e Seis (Gobiesox Barbatulus, Bathygobius Geminatus, Hylleurochilus Fissicornis, Omobranchus Punctatus, Eromacrodus Vomerinus, Diplodus Argenteus) em LWR. | Quais espécies o estudo referenciou nas relações comprimento-comprimento (RCC)? | Gobiesox barbatulus, Bathygobius geminatus, Labrisomus nuchipinnis, Malacoctenus delalandii, Lutjanus alexandrei | ### Instruction:
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Quais espécies o estudo referenciou nas relações comprimento-comprimento (RCC)?
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Gobiesox barbatulus, Bathygobius geminatus, Labrisomus nuchipinnis, Malacoctenus delalandii, Lutjanus alexandrei <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A171 | Fauna de peixes foi estudada em cinco locais da infralitoralidade superficial da baía de Paranaguá durante o período de outubro de 1999 a setembro de 2000. Em cada local de amostragem, os peixes foram amostrados com outros arrastos, salinidade e temperatura foram medidos, as amostras de água foram tiradas do fundo da coluna de água para determinação do oxigênio dissolvido, nitrogênio inorgânico dissolvido e fosfato. O comportamento espacial e temporal das variáveis ambientais foi analisado por uma análise de componentes principais; A análise de cluster foi usada para reunir os locais de amostragem e a análise fatorial de correspondência foi aplicada às espécies mais abundantes. A temperatura foi a variável mais importante para a distribuição dos meses, permitindo a divisão do período do estudo em meses quentes e frios. A variação temporal na composição da fauna de peixes foi indicada pela análise de cluster, com maiores percentuais de dissimilaridade entre os locais de amostragem durante os meses quentes. A variação na dissimilaridade entre os sites ocorreu devido a diferenças no número de indivíduos e espécies das capturas. As altas frequências de ocorrência de Surinamensis de Anisotremus, Etropus Crossotus, genidens genidens, micropogonias Furnieri e Sphoeroides Greeleyi estavam relacionados a altas temperaturas. O maior número de peixes e espécies observados em meses quentes podem estar relacionados ao ciclo de vida de muitas espécies, que se reproduzem nos meses mais quentes e cujos descendentes usam estuários como áreas reprodutores. | Qual o motivo das altas frequências de ocorrência de Anisotremus surinamensis, Etropus crossotus, Genidens genidens, Micropogonias furnieri e Sphoeroides greeleyi no infralitoral raso da Baía de Paranaguá? | O motivo está relacionado às altas temperaturas. | ### Instruction:
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Qual o motivo das altas frequências de ocorrência de Anisotremus surinamensis, Etropus crossotus, Genidens genidens, Micropogonias furnieri e Sphoeroides greeleyi no infralitoral raso da Baía de Paranaguá?
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O motivo está relacionado às altas temperaturas. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1090 | Quarenta e quatro empresas competiram por 23 blocos - 13 offshore e 10 onshore - na segunda rodada do Brasil em junho de 2000. Que 21 dos 23 blocos em oferta foram licenciados que o país continua sendo um grande empate entre as empresas E & P. Os principais licitantes incluem um consórcio entre Santa Fe Snyder (operador, 45%) e Construtora Norberto Odebrecht (15%), que pagou 12,025 milhões de reais (US $ 6,68 milhões) para o bloco BM-C-8 na Bacia de Campos; Concha, que oferecia 65,16 milhões reais para o bloco de campos calorosamente contestados BM-C-10, para a qual foi o único lance; e Petrobras, com oito lances vencedores. | O artigo alude ao fato de o Brasil ainda ser um hotspot para a exploração de petróleo, qual fator levou a essa conclusão? | O fato de grandes firmas de E&P participarem do leilão dos blocos | ### Instruction:
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O artigo alude ao fato de o Brasil ainda ser um hotspot para a exploração de petróleo, qual fator levou a essa conclusão?
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O fato de grandes firmas de E&P participarem do leilão dos blocos <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1083 | Quarenta e quatro empresas competiram por 23 blocos - 13 offshore e 10 onshore - na segunda rodada do Brasil em junho de 2000. Que 21 dos 23 blocos em oferta foram licenciados que o país continua sendo um grande empate entre as empresas E & P. Os principais licitantes incluem um consórcio entre Santa Fe Snyder (operador, 45%) e Construtora Norberto Odebrecht (15%), que pagou 12,025 milhões de reais (US $ 6,68 milhões) para o bloco BM-C-8 na Bacia de Campos; Concha, que oferecia 65,16 milhões reais para o bloco de campos calorosamente contestados BM-C-10, para a qual foi o único lance; e Petrobras, com oito lances vencedores. | Um determinado bloco chamou mais atenção do que os outros, embora houvesse apenas um licitante. Quem foi este licitante e como é chamado o bloco? | A licitante foi a Shell e o bloco é Campos | ### Instruction:
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Um determinado bloco chamou mais atenção do que os outros, embora houvesse apenas um licitante. Quem foi este licitante e como é chamado o bloco?
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A licitante foi a Shell e o bloco é Campos <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1842 | Eventos geológicos relacionados à abertura do Oceano Atlântico Sul influenciaram profundamente o registro sedimentar da Bacia Araripe. Como conseqüência, as unidades estratigráficas superiores da bacia registram uma ingresso marítima no nordeste do Brasil durante o falecido aptiano. A arquitetura cronometrista e estratigráfica dessas unidades é crucial para entender a paleogeografia de Gondwana e como o Oceano Proto-Atlântico alcançou interiores Ne Brasil durante o início do Cretáceo. Esta ingresso marítima é registrada na bacia Araripe como a formação romualdo, caracterizada por um ciclo transgressivo-regressivo limitado por duas inconformidades regionais. Na parte oriental da bacia, a sequência de depósitos romais compreende depósitos alovados costeiros e dominados pela maré, seguidos por facies transgressivas marinhas caracterizadas por dois intervalos ricos em fósseis: um intervalo inferior de xadrez negros com concretos de carbonato rico em fósseis (Konservat-Lagersten) e um nível superior com camas de casca dominadas ao molusco e calcários shelly. Na sequência da ingressiva marinha, uma sucessão regressiva incompleta de facés marginal-marinhas registra o retorno dos ambientes continentais para a bacia. A estrutura estratigráfica baseada na correlação de várias seções define um ciclo transgressivo-regressivo com mergulho de depósito em relação ao sudeste, diminuindo a espessura em direção a noroeste, e com áreas de origem localizadas no lado norte da bacia. A geometria de cunha de ciclo de facés, juntamente com os dados paleocorrentes, indica uma onda costeira em direção a NNW. Portanto, contrariamente a vários cenários paleogeográficos anteriormente propostos, a ingresso marítima teria atingido as partes ocidentais da Bacia Araripe da SSE. | Que fenomêno geológico registrou o regresso dos ambientes continentais à bacia do Araripe? | A sucessão regressiva incompleta de fácieis marinhas marginais. | ### Instruction:
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Que fenomêno geológico registrou o regresso dos ambientes continentais à bacia do Araripe?
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A sucessão regressiva incompleta de fácieis marinhas marginais. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1851 | Eventos geológicos relacionados à abertura do Oceano Atlântico Sul influenciaram profundamente o registro sedimentar da Bacia Araripe. Como conseqüência, as unidades estratigráficas superiores da bacia registram uma ingresso marítima no nordeste do Brasil durante o falecido aptiano. A arquitetura cronometrista e estratigráfica dessas unidades é crucial para entender a paleogeografia de Gondwana e como o Oceano Proto-Atlântico alcançou interiores Ne Brasil durante o início do Cretáceo. Esta ingresso marítima é registrada na bacia Araripe como a formação romualdo, caracterizada por um ciclo transgressivo-regressivo limitado por duas inconformidades regionais. Na parte oriental da bacia, a sequência de depósitos romais compreende depósitos alovados costeiros e dominados pela maré, seguidos por facies transgressivas marinhas caracterizadas por dois intervalos ricos em fósseis: um intervalo inferior de xadrez negros com concretos de carbonato rico em fósseis (Konservat-Lagersten) e um nível superior com camas de casca dominadas ao molusco e calcários shelly. Na sequência da ingressiva marinha, uma sucessão regressiva incompleta de facés marginal-marinhas registra o retorno dos ambientes continentais para a bacia. A estrutura estratigráfica baseada na correlação de várias seções define um ciclo transgressivo-regressivo com mergulho de depósito em relação ao sudeste, diminuindo a espessura em direção a noroeste, e com áreas de origem localizadas no lado norte da bacia. A geometria de cunha de ciclo de facés, juntamente com os dados paleocorrentes, indica uma onda costeira em direção a NNW. Portanto, contrariamente a vários cenários paleogeográficos anteriormente propostos, a ingresso marítima teria atingido as partes ocidentais da Bacia Araripe da SSE. | Quais são as características das fácies marítimas da parte oriental da Bacia do Araripe? | Por um nível inferior de xistos negros com concreções de carbonato rico em fósseis e um nível superior com camadas de conchas dominados por moluscos e pedras calcárias. | ### Instruction:
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Quais são as características das fácies marítimas da parte oriental da Bacia do Araripe?
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Por um nível inferior de xistos negros com concreções de carbonato rico em fósseis e um nível superior com camadas de conchas dominados por moluscos e pedras calcárias. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1951 | Dada a importância de copépodes em teias alimentares pelágicas, variação temporal de curto e médio e médio escala na distribuição e abundância de copépodes do gênero Pseudodiaptomus foi investigada num estuário oligo-mesohalina (Paracauari) no norte do Brasil. Este sistema é caracterizado por alta hidrodinâmica local e entrada de nutrientes do rio Paracauari e baía de Marajo, e marcou variação sazonal nos níveis de precipitação. A variação temporal na abundância de copépodes foi analisada no contexto de algumas variáveis hidrológicas altura, salinidade, temperatura, pH e concentrações de material particulado suspenso, oxigênio dissolvido e clorofila. As amostras foram coletadas em 2009 em uma estação fixa (00 ° 44'15.4 'S, 48 ° 31'07.5' 'W) a cada 3 horas durante um ciclo nyctemeral no Neap e nas marés da primavera de fevereiro, de agosto, Novembro e dezembro. As amostras do Zoooplankton foram coletadas usando transportes horizontais de redes de plâncton com uma malha de 120 pm. Após a identificação, a abundância e a densidade de pseudodiaptomus copépodes foram determinadas. Os dados foram analisados usando uma ANOVA (para avaliar a significância das variações diurnas, quinzenais e sazonais), PCA e similaridade de Bray-Curtis. Foram identificados quatro espécies: pseudodiaptomus richardi, pseudodiaptomus marshi, pseudodiaptomus gracilis e pseudodiaptomus acutus. Os resultados indicam que a variação na composição e densidade dos copépodes de pseudodiaptomidae no estuário do Paracauari é determinada pelo efeito interativo do influxo de água doce da Baía de Marajo, marés e do regime de chuva, que modulam a salinidade local. A ausência de variação diurna na composição e densidade de espécies foi determinada pela alta hidrodinâmica local, que provoca a mistura constante da água do estuário. | Quais são as principais características do estuário oligo-mesohalino de Paracuari? | Alta hidrodinâmica local e fonte de nutrientes do rio Paracuari e da baía Marajó. | ### Instruction:
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Quais são as principais características do estuário oligo-mesohalino de Paracuari?
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Alta hidrodinâmica local e fonte de nutrientes do rio Paracuari e da baía Marajó. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1952 | Dada a importância de copépodes em teias alimentares pelágicas, variação temporal de curto e médio e médio escala na distribuição e abundância de copépodes do gênero Pseudodiaptomus foi investigada num estuário oligo-mesohalina (Paracauari) no norte do Brasil. Este sistema é caracterizado por alta hidrodinâmica local e entrada de nutrientes do rio Paracauari e baía de Marajo, e marcou variação sazonal nos níveis de precipitação. A variação temporal na abundância de copépodes foi analisada no contexto de algumas variáveis hidrológicas altura, salinidade, temperatura, pH e concentrações de material particulado suspenso, oxigênio dissolvido e clorofila. As amostras foram coletadas em 2009 em uma estação fixa (00 ° 44'15.4 'S, 48 ° 31'07.5' 'W) a cada 3 horas durante um ciclo nyctemeral no Neap e nas marés da primavera de fevereiro, de agosto, Novembro e dezembro. As amostras do Zoooplankton foram coletadas usando transportes horizontais de redes de plâncton com uma malha de 120 pm. Após a identificação, a abundância e a densidade de pseudodiaptomus copépodes foram determinadas. Os dados foram analisados usando uma ANOVA (para avaliar a significância das variações diurnas, quinzenais e sazonais), PCA e similaridade de Bray-Curtis. Foram identificados quatro espécies: pseudodiaptomus richardi, pseudodiaptomus marshi, pseudodiaptomus gracilis e pseudodiaptomus acutus. Os resultados indicam que a variação na composição e densidade dos copépodes de pseudodiaptomidae no estuário do Paracauari é determinada pelo efeito interativo do influxo de água doce da Baía de Marajo, marés e do regime de chuva, que modulam a salinidade local. A ausência de variação diurna na composição e densidade de espécies foi determinada pela alta hidrodinâmica local, que provoca a mistura constante da água do estuário. | O que a alta hidrodinâmica local provoca? | A mistura constante das águas do estuário | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
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O que a alta hidrodinâmica local provoca?
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A mistura constante das águas do estuário <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A371 | O hamworthy forneceu sua primeira planta de regaseificação de LNG a bordo - a primeira de quatro dessas instalações devido à entrega do fornecedor. O Hamwhordy entregou um sistema de vaporizador a bordo a ser instalado no recipiente de regase de vaivém de 145.000 CU M LNG (SRV) Suez Netuno. SRV são projetados para transportar e armazenar GNL e, em seguida, vaporizá-lo em gás natural que pode ser enviado em terra por pipeline submarino. Hamigno está fornecendo três skids de regaseificação por navio. Cada nave terá uma capacidade de regaseificação de 210 ton / h de GNL com uma pressão de envio de 115 bar. O segundo projeto da empresa compreende fábrica para uma unidade de armazenamento flutuante de 138.000 CU M LNG, inverno Golar. A embarcação será fretada pela Petrobras em um projeto de importação de LNG localizado na Baía de Guanabara, no Brasil, onde o gás será enviado da embarcação para uma grade de gás onshore. | Em qual navio será instalado o sistema de vaporizador da Hamworthy? | Suez Neptune. | ### Instruction:
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Em qual navio será instalado o sistema de vaporizador da Hamworthy?
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Suez Neptune. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1796 | Rochas ígneas são amplamente desenvolvidas em muitas bacias sedimentares de hidrocarbonetos no Brasil, e algumas rochas ígneas desempenham papéis positivos no processo de acumulação de petróleo e gás. Mas até agora, nenhum óleo industrial ou fluxo de gás é descoberto em rochas ígneas em bacias brasileiras em terra. Atualmente, em algumas literaturas publicadas por alguns pesquisadores, casos de reservatórios ignos no Brasil são imprecisos. A litologia dos reservatórios no campo de petróleo e gás Igarape Cuia, o campo de petróleo e gás de Urucu e o Barra Bonita Gasfield, foram previamente pensados para ser rochas vulcânicas, mas agora são rochas clásticas de acordo com estudos, e as rochas ígneas nestes três O campo de petróleo e gás só pode ser atuado como rochas indiretas e diretas da tampa. Além disso, os reservatórios de rochas ígneas na Bacia de Campos e da Bacia de Santos no mar brasileiro são brevemente analisados. O representante Badejo Oilfield na Bacia de Campos tem reservatórios de rochas ígneas dominadas por basaltos que são intercalados com finas camadas de rochas vulcânicas e sedimentares, o espaço de armazenamento são vesículas, fraturas e poros vugulares, e a porosidade dos reservatórios de basalto de intervalo de rolamento de hidrocarbonetos de 10 % para 15%. Além disso, para a bacia de Santos, as rochas ígenas nesta bacia são dominadas por rochas básicas, algumas rochas intrusivas alcalinas desenvolvem bons micro espaços, principalmente poros de cristal, poros e fraturas de dissolução interagros e intra-cristais, melhores intervalos de reservatório são muitas vezes concentrados tais como nas seções próximas às superfícies de desconformidade e podem ter porosidade de 6% -9% ou superior; Os reservatórios locais de rocha pré-sal de sal na Bacia de Santos têm as condições necessárias para a acumulação de hidrocarbonetos e será uma nova camada alvo para exploração de hidrocarbonetos. | O campo petrolífero Badejo, representativo na Bacia de Campos, tem predeominantemente qual tipo de rocha? | Ele tem reservatórios de rocha ígnea dominados por basaltos que são intercalados com camadas finas de rochas vulcaniclásticas e sedimentares. | ### Instruction:
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O campo petrolífero Badejo, representativo na Bacia de Campos, tem predeominantemente qual tipo de rocha?
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Ele tem reservatórios de rocha ígnea dominados por basaltos que são intercalados com camadas finas de rochas vulcaniclásticas e sedimentares. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A888 | Em 1939, o campo de óleo de Lobito, o primeiro do Brasil, foi descoberto. Durante os anos 1950, 15 campos significativos foram descobertos. Em 1975, a exclusão do capital privado em operações de petróleo brasileiro chegou a um fim abrupto. A Petrobras estava autorizada a buscar contratos de serviço com empresas de petróleo estrangeiro em regiões não sob exploração. A Bacia de Campos é a província de petróleo mais produtiva no Brasil, representando cerca de 62% da produção atual. A Bacia de Campos é uma bacia do tipo Atlantic, típica de uma margem continental passiva. | Qual é a província petrolífera mais produtiva do Brasil? | A bacia de Campos. | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
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Qual é a província petrolífera mais produtiva do Brasil?
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A bacia de Campos. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A366 | Em 1939, o campo de óleo de Lobito, o primeiro do Brasil, foi descoberto. Durante os anos 1950, 15 campos significativos foram descobertos. Em 1975, a exclusão do capital privado em operações de petróleo brasileiro chegou a um fim abrupto. A Petrobras estava autorizada a buscar contratos de serviço com empresas de petróleo estrangeiro em regiões não sob exploração. A Bacia de Campos é a província de petróleo mais produtiva no Brasil, representando cerca de 62% da produção atual. A Bacia de Campos é uma bacia do tipo Atlantic, típica de uma margem continental passiva. | Qual a atual porcentagem de produção de petróleo no Brasil que Bacia de Campos corresponde? | 62%. | ### Instruction:
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Qual a atual porcentagem de produção de petróleo no Brasil que Bacia de Campos corresponde?
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62%. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A536 | Em 1998, a Petrobras instalou o primeiro riser de aço catenário em uma plataforma semi-submersível P-18, no campo Marlim, a 910 m de profundidade de água. Foi decidido instalar um sistema de monitoramento para verificar a metodologia do design do riser, incluindo a análise de vibrações induzidas por Vortex (VIV). Para o monitoramento da VIV, o riser foi instrumentado com garrafas com acelerômetros sofisticados em diferentes pontos, para medir as acelerações a uma taxa de 2 Hz por 300 segundos a cada 3 horas. Os outros sistemas de monitoramento instalados são a bóia oceanográfica, para medir ondas (altura, período e direção), corrente de superfície (valor e direção), vento, pressões, etc. e perfis acústicos de Doppler (ADCP) para medir instantaneamente a corrente (velocidade e direção) ao longo da coluna da água. Há um sistema de posicionamento (Petronav) que consiste em receptor GPS com correção de fase misturada com sensores inerciais por um filtro Kalman para medir posições e movimentos absolutos precisos. Todos esses sistemas são sincronizados para adquirir dados no mesmo período de tempo, para possibilitar a reanálise com mais realidade. Este artigo descreve o sistema de monitoramento do VIV, incluindo alguma descrição do sistema eletrônico e a metodologia usada para definir a profundidade da água de cada garrafa. | Fora a Riser, quais outros sistemas de monitoramento foram instalados? | Os outros sistemas de monitoramento são a bóia oceanográfica e perfis acústicos de corrente Doppler | ### Instruction:
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Fora a Riser, quais outros sistemas de monitoramento foram instalados?
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Os outros sistemas de monitoramento são a bóia oceanográfica e perfis acústicos de corrente Doppler <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A968 | Em 2004, após um ciclo de 11 anos em que o aumento anual da produção de petróleo bruto foi de 8,6% AVG, a produção diminuiu 3%, segundo a Petrobras. Em 2003, a produção foi de 1,54 milhão de BPD AVG. O declínio na produção foi devido a atrasos na construção e à chegada de dois embarcações de descarregamento de armazenamento de produção flutuante, o P-43 e P-48. O P-43 começou a processar o petróleo bruto em 12/22/2004. Quando o P-48 entra em serviço, a Petrobras será capaz de aumentar sua produção de petróleo bruto em 500.000 BPD. O P-43 está estacionado no campo Barracuda, Bay of Campos, offshore o estado do Rio de Janeiro, em 800 m de água. O rendimento inicial do óleo é de 10,380 bpd de 25 ° gravidade. Plataforma P-48, o gêmeo de P-43, faz parte do projeto Barracuda-Caratinga que aumentará a produção de petróleo bruto da Petrobras em 300.000 BPD. Esta plataforma entrará em serviço em janeiro de 2005. Com a nova capacidade, espera-se que a produção de petróleo bruto pela Petrobras atinja 1,9 milhão de BPD até o final de 2005. Outras instalações flutuantes também contribuirão quando entrarem em serviço, o P-50 e P-34. A Petrobras é investir US $ 26.200 milhões até 2010 para E & P. Entre 2005 e 2008, 17 instalações entrarão no serviço que permite aumentos anuais de 5,9% na produção de petróleo bruto e NGL, atingindo a auto-suficiência em 2006. A Petrobras investiu fortemente na recuperação melhorada que nos últimos 10 anos no campo petrolífero incremento adicional de 3000 milhões de bbl de petróleo bruto. Em novembro de 2004, a Petrobras deu um contrato de US $ 47 milhões à empresa Ocidental Geco para fazer um estudo sísmico tridimensional da Bacia de Marlim para identificar reservas lá. Descoberta de um adicional de 290 milhões BBL de petróleo bruto em Marlim é esperado. Em terrenos secos, a recuperação melhorada permitiu um incremento de 200.000 BPD na produção dos campos dos estados da Bahia, Rio Grande do Norte e Sergipe em 2004. Em 2006-2007, a empresa espera substituir as importações de petróleo bruto leve Produção própria para começar no campo petrolífero Offshore O estado do Espírito Santo. Este é um petróleo bruto mais leve do que o da Baía de Campos, onde a empresa agora obtém 80% de sua produção de petróleo. Os campos de petróleo brasileiros produzem principalmente petróleo bruto pesado que tem que ser misturado com óleo bruto importado mais leve para produzir gasolina de qualidade. No entanto, o Brasil aumenta suas exportações de óleo bruto pesado. A empresa está envolvida em novas áreas de exploração. Eles são discutidos. A Autoridade Petrolífera Brasileira, Agencia Nacional de Petroleo, provavelmente manterá a 7ª rodada de licenciamento de hidrocarbonetos para concessões em petróleo bruto E & P em outubro de 2005. | Qual o nome da baía em que o campo Barracuda está localizado? | Campos | ### Instruction:
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Qual o nome da baía em que o campo Barracuda está localizado?
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Campos <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1098 | Em um cenário de enormes investimentos na busca por novas descobertas de óleo e gás natural, a indústria do petróleo atingiu um consenso: nenhum campo fácil a ser desenvolvido permanece não descoberto, especialmente em ambientes offshore. Novos e antigos desafios em perfuração de perfuração, como extensões perfuradas com mais de 6000 m, perfuração de sub-sal, janelas operacionais muito estreitas, problemas operacionais, como perda de circulação, tubo preso e chutes são agravados quando a perfuração em alta pressão e alta temperatura (HPHT) ambientes. No contexto exploratório do mundo, a ocorrência de áreas de HPHT é uma tendência crescente. É a materialização do pior cenário de perfuração e segurança, formada por grandes desafios e riscos operacionais, ambientais e econômicos. A experiência de campo mostrou que os riscos econômicos foram ofuscados pelo Grande Meta Premium: incrementos nas reservas. No entanto, se o aspecto de segurança é tratado com a abordagem convencional, a indústria petrolífera correr corre o risco de perder seus investimentos, causando grandes impactos ao meio ambiente e também à imagem da empresa. Como os custos de construção de Bem são muito mais altos do que os dos poços tradicionais, o escopo do conhecimento e a ciência em segurança bem, uma vez limitados à prevenção e contingências de bem-controle, são agora parte integrante da viabilidade técnica e econômica de construção de bem. Nesse contexto, este trabalho examina as melhores técnicas e procedimentos de HPHT praticados pela indústria petrolífera, apresenta as novas pesquisas e tendências e compartilha algumas lições valiosas aprendidas nas operações da Petrobras no Brasil e em todo o mundo. | Quais é o consenso que a indústria do petróleo chegou sobre as novas descobertas de petróleo e gás natural? | Que não há mais campos que continuam não descobertos, especialmente em ambientes ofshore | ### Instruction:
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Quais é o consenso que a indústria do petróleo chegou sobre as novas descobertas de petróleo e gás natural?
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Que não há mais campos que continuam não descobertos, especialmente em ambientes ofshore <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1399 | No Brasil, as leis ambientais definem a contenção e a coleta de petróleo como estratégia primária a derramamentos de petróleo originadas por empreendimentos de exploração e produção que atingem corpos de água. Assim, prevê-se um aumento de equipamento contínuo ao longo do tempo, em uma resposta escalada, sempre de acordo com os cenários acidentais previstos na avaliação de risco corporativo. Desta forma, pequenos derramamentos, com maior probabilidade de ocorrer, exigem recursos menores, porém disponibilizados em uma raiva menor de tempo, enquanto os derramamentos maiores e menos frequentes devem ser atendidos com recursos mais fortes, em maior período de tempo. Nas zonas marítimas brasileiras com maiores atividades de exploração e produção, o uso de vasos maiores, com o objetivo de resolver os piores casos, foi priorizado. Tais embarcações também são usadas para responder as descargas pequenas e médias, que poderiam ser resolvidas por embarcações menos robustas. O uso de embarcações menores e mais rápidas e equipamentos mais simples a serem operados permite a racionalização da frota e uma resposta mais rápida e mais eficaz a situações mais frequentes. Esta mudança também promove os lucros econômicos (reduzindo os números e as taxas pagas por fretamento de embarcações) e benefícios ambientais (reduzindo as emissões e o consumo de combustível). A fim de representar esta situação, este artigo compara o cumprimento dos requisitos da Agência Reguladora, utilizando uma frota exclusiva de barcos tradicionais e uma frota de barcos tradicionais e resposta rápida. Um estudo de caso será apresentado, considerando um campo petrolífero de alta atividade na costa brasileira. | Quais estratégias primárias para derramamentos de óleo originados por empreendimentos de exploração são definidas pelas leis ambientais no Brasil? | Contenção e coleta de óleo | ### Instruction:
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Quais estratégias primárias para derramamentos de óleo originados por empreendimentos de exploração são definidas pelas leis ambientais no Brasil?
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Contenção e coleta de óleo <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A610 | Nos anos 90, após o sucesso na perfuração de poços mais profundamente mais de 5.000 metros com altas taxas de produção entre 80 a 120 mmscfd de produção, a Petrobras decidiu medir continuamente a pressão sobre seus poços de alta produtividade (7 "tubulação de produção) por causa da dificuldade. Medidores no modo de produção após os poços foram concluídos. Portanto, a decisão foi tomada para usar medidores eletrônicos permanentes para obter pressão do downhole, pois era uma tecnologia comprovada e tecnologia de detecção óptica (fibra ótica) era nova para a indústria. Naquela época, Quatro poços nos campos de San Antonio e San Alberto foram completados com medidores eletrônicos com resultados diferentes .... Um não funcionou, um falhou no início, um falhou meses depois, e um funcionou intermitentemente. Objetivo da Petrobras de ter tempo real A pressão do downhole não mudou, e planejaram para os próximos testes de seus poços para usar a tecnologia de detecção óptica em vez de medidores eletrônicos. Essa especica foram exigidos em seu próximo lance, e os quatro poços foram atribuídos ao Weatherford International. Desde então, essa tecnologia está trabalhando nos quatro poços nos campos de San Antonio e San Alberto, e só houve pequenos problemas nas conexões de equipamentos de superfície, que foram corrigidos prontamente. Por causa desse sucesso, a Petrobras decidiu no ano passado para implementar a tecnologia de sensoriamento óptico em todos os seus novos poços, porque era a única tecnologia comprovada que poderia apoiar a alta vibração, produzida pelos 7 '' de poços de tubulação e alta temperatura. A decisão foi levada mais longe para instalar os fluxos de fluxo de poços de fibra óptica nos poços de conclusão inteligente. O uso desta tecnologia, complementado com o software Online Pansystem ™ Beak Analysis Analysis, permite testes de bom tempo bem. | O que fez a Petrobras decidir implementar tecnologia de sensoriamento óptico em todos os seus novos poços? | O sucesso recente que viram na mudança de medidores eletrônicos para tecnologia de sensoriamento óptico nos workovers de seus poços. | ### Instruction:
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O que fez a Petrobras decidir implementar tecnologia de sensoriamento óptico em todos os seus novos poços?
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O sucesso recente que viram na mudança de medidores eletrônicos para tecnologia de sensoriamento óptico nos workovers de seus poços. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1689 | No contexto do rio Doce (Sudeste Brasil) Fundão Darragem em 2015, monitoramos as mudanças nas concentrações de metal (loid) s em água e sedimentos e seus particionamentos particulados e dissolvidos ao longo do tempo. As amostras foram coletadas antes, durante, e após a chegada dos rejeitos da mina para o estuário do rio Doce (pré-impacto: 12, 10, 3 e 1 dia; Estágio agudo: Dia de volta - TD e 1 dia após - DA; Estágio crônico: 3 meses e 1 ano pós-desastre). Nossos resultados mostram que as concentrações de metal (loid) aumentaram significativamente com o tempo após o desastre e mudaram sua particionamento químico na água. 35.2 mg Fe L-1 e 14.4 mg al l-1 foram observados na água total (não filtrada) durante o estágio agudo, enquanto aquoso al, como, CD, CR, Cu, Fe, MN, Ni, PB, SE e ZN As concentrações excederam os níveis seguros brasileiros e internacionais para a qualidade da água. A redução do log do coeficiente de particionamento AL, FE e PB (KD) no estágio agudo pode estar relacionada ao alto conteúdo colóide nos rejeitos. Continuamos a observar altas concentrações para Al, BA, CD, CR, Cu, Fe, V e Zn principalmente na fração particulada durante o estágio crônico. Além disso, o estuário do rio Doce havia sido previamente contaminado por BA, CR, CU, MN, NI e PB, com um aumento adicional de sedimentos através do lançamento de cauda (por exemplo, aumento de 9 vezes para CR, de 3,61 ± 2,19 μg de -1 no pré-impacto para 32,16 ± 20,94 μg · G-1 no palco crônico). Os sedimentos do rio Doce e as amostras originais de cauda foram semelhantes em composição de metal (loid) para Al, como, CD, CR, Cu, Fe, V e Zn. Como resultado, esses elementos podem ser usados como marcadores geoquímicos dos rejeitos do Fundão e considerando outros parâmetros-chave para definir uma linha de base para monitorar os impactos desse desastre ambiental. | Quais elementos tinham um nível de concentração maior do que o seguro no seu estado aquoso na sua qualidade de água para tanto o Brasil quanto Internacionalmente? | Al, As, Cd, Cr, Cu, Fe, Mn, Ni, Pb, Se e Zn | ### Instruction:
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Quais elementos tinham um nível de concentração maior do que o seguro no seu estado aquoso na sua qualidade de água para tanto o Brasil quanto Internacionalmente?
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Al, As, Cd, Cr, Cu, Fe, Mn, Ni, Pb, Se e Zn <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1933 | No campo Peregrino, localizado na Bacia de Campos Offshore, o operador adotou o uso de fluidos de perfuração à base de água para os poços de desenvolvimento de perfuração devido a limitações de equipamento. Nos 12 ¼-in. Seções de vários poços perfurados neste campo, alta dispersão de minerais de xisto sofridos pelo fluido de perfuração causaram incrementos de viscosidade, que posteriormente afetou o processo de perfuração por meio de pressões de circulação mais altas do que o esperado, taxas de diluição e custos. Embora os poços tenham sido perfurados dentro dos horários estimados e orçamentos, foi iniciada uma melhoria na capacidade de inibição de fluidos. Um esforço de laboratório detalhado foi realizado para obter uma combinação de inibidores capazes de controlar a dispersão excessiva de argila, minimizando a interação rocha do fluido e reduzindo os requisitos de diluição, ajudando a garantir um perfil reológico adequado em todo o intervalo. A validação laboratorial da interação entre as amostras de fluido e rocha proporcionou uma melhor compreensão dos mecanismos de inibição e ajudou a garantir que a estabilidade dos minerais reactivos fosse mantida. Vários aditivos foram testados contra amostras de argilas comerciais-reativas e reactivas de campo. As concentrações do produto foram ajustadas para reduzir a interação entre o fluido de perfuração e a formação, ajudando a garantir que as capacidades de fluido, como a suspensão de corte, o controle de filtração e a ponte, foram mantidos. Um perfil ambiental adequado para permitir a eliminação segura de fluido em conformidade com os regulamentos ambientais locais também foi obtido. Depois de identificar uma solução adequada, um plano de utilização detalhado foi desenvolvido e implantado. Para ajudar a implantação adequada durante a perfuração, procedimentos de mistura específicos na planta de lama líquida de suporte, embarcações de transporte e no local da sonda foram determinados. O próximo passo foi atribuir um poço candidato para o aplicativo - um bem sucedido REACH (ERW) com rácio step-out de 2,9. Enquanto perfura os 12-¼-in. Seção do poço piloto com a tecnologia de fluido proposta, foi observada uma melhoria significativa na integridade de estatadas, o que levou a uma redução no volume exigido de diluição e de uma redução de custos de fluidos de perfuração subseqüentes, também, foram obtidos riscos operacionais reduzidos. O poço foi perfurado com segurança com uma inclinação de 76 °, 7938 metros de profundidade medida (MD) e 2368 metros de profundidade vertical verdadeira (TVD), e lições aprendidas a partir da primeira utilização do sistema de fluido descrito foram implementados em poços subsequentes para continuar obter os benefícios da nova formulação fluida. Fluidos de perfuração à base de água de alto desempenho (HPWBDF) não são novos e são considerados mais para ser uma tecnologia madura. No entanto, os avanços em aditivos de fluidos de perfuração à base de água permitiram que esses sistemas imitem o desempenho de sistemas não aquosos mais de perto. Este artigo discute como entender a química das formações a serem perfuradas e personalizando as misturas de aditivos químicos para essas formações podem ajudar a melhorar a eficiência operacional e minimizar os custos. | Quais etapas foram tomadas para desenvolver e utilizar o fluido de perfuração à base de água? | Pesquisa laboratorial, desenvolvimento de um plano de utilização, atribuição de um poço de perfuração e testes de perfuração. | ### Instruction:
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Quais etapas foram tomadas para desenvolver e utilizar o fluido de perfuração à base de água?
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Pesquisa laboratorial, desenvolvimento de um plano de utilização, atribuição de um poço de perfuração e testes de perfuração. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1186 | Na bacia de Santos fora do Brasil, a Petrobras correu simulações numéricas para avaliar o comportamento de fluência das rochas salinas (halita, carnalita e taquilo) em alto estresse diferencial e alta temperatura, usando códigos de elementos finitos desenvolvidos internamente. Os resultados foram utilizados para prever a evolução do bem fechamento ao longo do tempo para vários fluidos de perfuração, e os cientistas analisaram várias alternativas para uma estratégia de perfuração. Um design de invólucro foi realizado com vários cenários de falha que envolvia a cimentação do invólucro e anel de furo através do sal e retendo o fluido de perfuração no anel para determinar a carga não uniforme e o tempo de carregamento do sal na deformação ou ovalização do sal. A caixa foi projetada para apoiar as altas taxas de carnalita e taquilo. | Onde podemos encontrar rochas salinas como halita, carnalita e taquidrita? | Na bacia de Santos | ### Instruction:
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Onde podemos encontrar rochas salinas como halita, carnalita e taquidrita?
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Na bacia de Santos <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1522 | Neste artigo, descrevemos e analisamos o enquadramento institucional de co-gerenciamento em 21 reservas extrativistas marítimas brasileiras (mers) e apresentamos os dramas de sua implementação da perspectiva do Gerente Local. Categorizamos os instrumentos de governança de mers em (i) instrumentos para o reconhecimento de posse de terras / marítimas e beneficiários, (ii) planejamento de uso territorial, (iii) arenas institucionais para discussão e deliberação, bem como (iv) políticas públicas. Embora os arranjos legais dessas áreas protegidas abordem as dimensões fundamentais da governança, apresentamos os desafios de sua implementação com base na voz dos gerentes locais. Os gerentes são a ponte entre o governo central e as comunidades, lidando com a implementação do quadro institucional em uma realidade de drama multi-nível e multi-escala: do local para os dilemas nacionais, da organização para os estruturais. Exploramos esses dramas e destacamos os dilemas institucionais com base nos paradoxos entre legalismo e emancipação social. | Quais são as categorias de instrumentos de governança das Reservas Extrativistas Marinhas (MERs)? | Instrumentos de regularização fundiária / marítima e reconhecimento de beneficiários, planejamento do uso de território, espaços institucionais de discussão e deliberação assim como políticas públicas. | ### Instruction:
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Quais são as categorias de instrumentos de governança das Reservas Extrativistas Marinhas (MERs)?
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Instrumentos de regularização fundiária / marítima e reconhecimento de beneficiários, planejamento do uso de território, espaços institucionais de discussão e deliberação assim como políticas públicas. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A516 | No que está sendo chamado de primeiro projeto de comissionamento sustentável de petróleo e gás, os abrasivos compostos estão sendo usados para ajudar a conservar recursos preciosos. O núcleo desta solução sustentável inclui abrasivos compostos e um inovador sistema de inspeção de inspeção / sistema de gadget (ou porco), que foram testados no primeiro campo e depois usado na Refinaria da Petrobras Abreu de Lima, também conhecida como refinaria do Nordeste (Rnest), no Brasil . Este artigo concentra-se no comissionamento de duas unidades de destilação atmosférica (Adus) em Rnest; ADU 11 e ADU 12. Durante o processo de comissionamento, os produtos residuais em gasodutos são removidos (1) para assegurar fluxo eficiente através de sistemas de refinaria e (2) para proteger o equipamento operacional. Os métodos tradicionais de limpeza do gasoduto durante o comissionamento incluem tipicamente limpeza com água, limpeza química ou limpeza a vapor. Cada um desses métodos usa um alto volume de água, produz um alto volume de descarga de águas residuais a ser tratado, e alguns têm riscos inerentes ao pessoal de comissionamento e / ou ao meio ambiente. Porque nenhuma água foi usada durante a explosão abrasiva composta no rnest, todas as etapas relacionadas à água (por exemplo, condicionamento, secagem, tratamento especial, eliminação e eliminação) foram eliminados. Assim, o número de etapas no processo de limpeza caiu para quatro: (1) Internals de tubulação de jateamento abrasivo e (2) aplicando o tratamento adequado através de porco, (3) testes hidrostáticos e (4) tratamento de água / reciclagem. Usando dados do processo de comissionamento sustentável do RNEST, este artigo comparará as operações comuns de limpeza para o novo método de comissão sustentável. Os resultados transmitem que o comissionamento sustentável em Rnest usou 300.000 litros de água reutilizável por unidade de destilação atmosférica versus mais de 30 milhões de litros por unidade que teriam sido usadas com métodos tradicionais. (Esse valor é estimado com base no projeto RNEST). Além da conservação de água, o comissionamento sustentável no rnest também reduziu significativamente o tempo e o impacto monetário do processo de comissionamento. Os resultados ambientais e econômicos positivos do comissionamento sustentável podem transportar para aplicações offshore semelhantes durante o comissionamento e manutenção de sistemas internos de tubulações. | quais são os métodos tradicionais de limpeza da tubulação durante o comissionamento? | os métodos são limpeza com água, limpeza química ou limpeza a vapor | ### Instruction:
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quais são os métodos tradicionais de limpeza da tubulação durante o comissionamento?
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os métodos são limpeza com água, limpeza química ou limpeza a vapor <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A322 | Inventado pela Petrobras em 1996, a âncora Torpedo foi aplicada com sucesso no armazenamento e descarregamento de produção flutuante (FPSO) no Golfo do México (Medeiros, 2002). Com uma forma hidrodinâmica semelhante ao torpedo, a âncora do torpedo obtém a energia cinética necessária para a penetração pela queda livre através da água. Em seguida, usa essa energia para penetrar no fundo do mar, completando assim sua instalação. Este artigo discute o método de elemento finito de deformação grande e o método CEL, que são usados para calcular a penetração de âncora do torpedo em um fundo marítimo de solo coesivo. As características do solo e a âncora em momentos diferentes durante a penetração de âncora do torpedo são analisadas com base nos resultados da simulação. | Quem inventou a âncora torpedo? | Petrobras. | ### Instruction:
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Quem inventou a âncora torpedo?
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Petrobras. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A707 | As cordas de Lankhorst fornecerão uma corda de amarração de polietileno de alta modulidade sintética (HMPE), a construção de corda Gama 98, para o produtor brasileiro de petróleo e gás da Petrobras, que é desenvolvido pela empresa especificamente para a amarração de águas profundas e usada em vários projetos de profundidade de Golfo do México (GOM). Esta será a primeira vez que a corda mínima de quebra mínima de 630 métricas (MBL) com dyneema, compreendendo 12 sub-cordas de fios SK78, foi utilizado para unidades de perfuração móvel de perfuração offshore (MODU). O HMPE é um fio mais duro que poliéster e, portanto, sua elasticidade é significativamente menor, tornando-se mais amigável. Embora o desempenho de fluência do HMPE impeça seu uso para a amarração permanente de águas profundas, acredita-se que um sistema de amarração híbrido de poliéster / HMPE oferece a melhor solução de amarração permanente além de 6.500 pés. O princípio benefício das cordas híbridas PE / HMPE é a capacidade do desenhista do sistema de amarração Para engenharar a rigidez da linha de amarração e usar os comprimentos de segmentos de poliéster e HMPE para fornecer a rigidez necessária para lidar com cargas de pico durante a estação de manutenção. | Onde será usado o HPME? | Em projetos desenvolvidos no Golfo do México. | ### Instruction:
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Onde será usado o HPME?
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Em projetos desenvolvidos no Golfo do México. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A439 | Relacionamentos de comprimento (LWR) foram determinados para sete espécies comercialmente importantes de bagres (Siluriformes, Ariidae) da Zona Costeira Amazônica (ACZ), Brasil. As análises incluíam 3628 espécimes amostrados em três expedições de arrasto: estação seca de 1996 (111 Hauls), estação chuvosa de 1997 (120 transportes) e estação seca de 1997 (120 transportes). Nets de arrasto inferiores foram utilizados para amostragem. Estimativas de peso de comprimento para phrygius de anfácio, Rugispinis de Amphiarius, Apistor Quadriscutis, Notarius Grandicassis, Sciades Couma, Sciades Parkeri e Sciades Propos. | Onde está localizada a Zona Costeira Amazônica? | Brasil | ### Instruction:
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Onde está localizada a Zona Costeira Amazônica?
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Brasil <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1395 | Biomarcadores lipídicos [ácidos graxos (FAS), esteróis e álcoois] e isótopos estáveis de carbono (valores Δ¹³c) em sedimentos superficiais de 9 transectos de prateleira transversais (25-3000 m de profundidade de água) da Bacia de Campos, foram analisadas a margem continental brasileira. O objetivo foi investigar a ligação entre as condições oceânicas específicas regionais predominantes (constituição de eventos, intrusão de água fria e rica em nutrientes, baixa entrada do rio) e a natureza e distribuição de matéria orgânica (OM) na bacia. Uma predominância geral de OM de processos autóctones, mas com um gradiente espacial relevante na qualidade e quantidade do OM sedimentar, foi observado. Na prateleira (<150 m), as concentrações de lipídios eram geralmente baixas, exceto em áreas influenciadas pela subornação, mas a presença de compostos labilos sugeriu a ocorrência de Om fresco no sedimento. A exportação de OM continental foi observada apenas em sedimentos de prateleira perto do rio Paraíba do Sul. A encosta superior e média (400-1300 m) exibiu as maiores concentrações de carbono orgânico total (TOC) e lipídios, mas os biomarcadores lipídicos sugeriram a presença de OM com um alto grau de degradação bacteriana. Isso pode resultar da exportação de material de áreas rasas, possivelmente devido à ação de redemoinhos e sinuosos das correntes atuais e inferiores do Brasil na região. Na inclinação inferior (1900-3000 m), apenas os compostos mais recalcitrantes estavam acima do limite de detecção acima. A presença de lípidos lábiles em alta quantidade na prateleira e inclinação sugere a presença de OM com um alto potencial para suprir os requisitos alimentares dos organismos heterotróficos no sedimento, o que pode, por sua vez, ter uma grande influência sobre a ecologia das comunidades bentônicas. | Qual era o objetivo da análise de Campos Basin? | Investigar a ligação entre as condições oceanográficas específicas regionais prevalecentes (eventos de ressurgência, intrusão de água fria e rica em nutrientes, baixa entrada do rio) e a natureza e distribuição da matéria orgânica (MO) na bacia | ### Instruction:
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Qual era o objetivo da análise de Campos Basin?
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Investigar a ligação entre as condições oceanográficas específicas regionais prevalecentes (eventos de ressurgência, intrusão de água fria e rica em nutrientes, baixa entrada do rio) e a natureza e distribuição da matéria orgânica (MO) na bacia <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1298 | Os manguezais são ecossistemas produtivos de paisagens costeiras tropicais, constituindo o habitat para muitas pescarias comerciais, como o caranguejo Ucides Cordatus. No Brasil, este caranguejo mantém uma grande importância socioeconômica para a pesca artesanal, mas com declínio óbvio em sua produtividade. Neste estudo, determinamos e mapeou as áreas mais adequadas de manguezas para a conservação e pesca desse caranguejo no estuário do rio São Francisco (nordeste do Brasil). Aplicamos uma avaliação multi-critérios (MCE) em um ambiente GIS. Dez critérios no total foram utilizados, incluindo parâmetros bióticos de caranguejo, uso da terra / capa e fatores sociais. Mapas de cada critério foram produzidos por técnicas de GIS com CBERS e localização de imagens e por dados de campo. Manguezais mais adequados para a conservação de U. Cordatus (9,4 km2) estão perto da boca do rio, devido à alta densidade e frequência de caranguejos não comerciais (NCSC), baixa densidade de caranguejos de tamanho comercial (CSC), pequenos caranguejos e baixo grau de uso para a pesca. Por outro lado, os mangues para a pesca de caranguejo ocorreram com uma área semelhante (10.2 km2) localizada mais longe da boca do rio, com alta densidade e frequência de CSC, baixa densidade de NCSC, caranguejos grandes, alto grau de alto grau de Use para pescaria e perto das aldeias. Estas informações e mapas temáticos podem ajudar as agências governamentais na delineamento de áreas extractivas e de exclusão da pesca, contribuindo assim para o plano de gestão para esta espécie. | Qual é o principal uso das áreas mapeadas de manguezais para o governo? | Essas informações e mapas temáticos podem auxiliar os órgãos governamentais no delineamento de áreas extrativistas e de exclusão pesqueira, contribuindo para o plano de manejo da espécie. | ### Instruction:
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Qual é o principal uso das áreas mapeadas de manguezais para o governo?
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Essas informações e mapas temáticos podem auxiliar os órgãos governamentais no delineamento de áreas extrativistas e de exclusão pesqueira, contribuindo para o plano de manejo da espécie. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1488 | Muitos estuários apresentam condições naturais do porto com águas relativamente calmas e rasas que fornecem uma conexão entre o oceano e as vias navegáveis continentais. O aumento da demanda por mercadorias pelo crescente constante da população mundial forçou estuários a serem alterados por atividades humanas, como dragagem, a fim de manter um sistema de navegação seguro. O desenvolvimento de modelos morfológicos e hidrodinâmicos sofisticados abriu uma nova perspectiva de assistir operações de dragagem dentro de diferentes estuários. Assim, o objetivo deste estudo é aplicar um modelo hidromorfodinâmico para simular a evolução do leito do estuário da Lagoa Patos, sul do Brasil. Os resultados da simulação foram aplicados em um modelo de operação de draga para simular dragagem dentro da hidrovia do porto do Rio Grande, localizado dentro do estuário de Patos Lagoon. As velocidades de salinidade e atuais dentro do estuário estavam bem representadas pelas simulações do modelo. Uma quitação média anual de 3 407 MS3 S-1 foi calculada para a lagoa para o ano de 2004. O modelo morfodinâmico representou com sucesso os cenários siltos e corroidos para o canal estuarino. O modelo de operação de draga resulta afirma que a dragagem do canal provoca variações significativas nos parâmetros físicos estuarinos, como salinidade, velocidade atual e concentração de sedimentos suspensos. Os resultados da evolução da cama indicam que uma resistência rápida do canal ocorre logo após a detecção de dragagem, estabilizando as variações após um período de 60 dias. | O que ocorre quando há e quando não há dragagem num canal? | A dragagem causa variações em parâmetros físicos tais como salinidade, velocidade de corrente e concentração de sedimentos suspensos. Ao cessar a dragagem, ocorre um rápido assoreamento do canal, sendo que, após um período de 60 dias, as variações se estabilizam. | ### Instruction:
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O que ocorre quando há e quando não há dragagem num canal?
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A dragagem causa variações em parâmetros físicos tais como salinidade, velocidade de corrente e concentração de sedimentos suspensos. Ao cessar a dragagem, ocorre um rápido assoreamento do canal, sendo que, após um período de 60 dias, as variações se estabilizam. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1765 | O mapeamento de sistemas de hidratos de gás natural foi realizado com sucesso no passado usando o método eletromagnético de fontes controladas (CSEM). Este método depende da diferenciação resistiva altamente saturada de gás ou hidrato de hidrato de hidrato de um sedimento de hospedeiro menos resistivo de baixo saturado ou salmoura. Conhecimento da extensão lateral e variações de resistividade (e, portanto, as variações de saturação) dentro dos sedimentos que hidratam hidratos é crucial para quantificar com precisão a presença de hidratos de gás saturados. Uma pesquisa em 3D CSEM (PUCRS14) foi adquirida em 2014 na Bacia Pelotas Offshore Brasil, com mapeamento de resistividade de hidratos como principal objetivo. A pesquisa foi adquirida no contexto do projeto de pesquisa Congas que investigou a origem e a distribuição de depósitos de hidrato de gás na bacia do Pelotas. Nós invertemos os dados adquiridos usando um algoritmo proprietário de inversão anisotropic csem proprietário. A inversão era puramente impulsionada por dados do CSEM, e não incluímos nenhuma informação a priori no processo. Antes da CSEM, a interpretação de dados geofísicos quase superficiais, incluindo os dados do Profiler Sísmico 2D, e os dados de batimetria multi-inferiores indicaram possíveis presença de hidratos de gás dentro dos recursos identificados como falhas, chaminés e sepes levando a pockmarks, ao longo do refletor de simulação inferior (BSR ) e dentro da zona de estabilidade do hidrato de gás. Após a integração do mesmo com o volume de resistividade derivado do CSEM, a interpretação revelou excelente correlação espacial com muitos desses recursos. A interpretação revelou ainda novos recursos com possível presença de hidrato, que foram anteriormente negligenciadas devido à falta de uma assinatura clara de backscatter sísmica e / ou multibeam. Além disso, características que foram anteriormente mapeadas como rolamento de hidratação de gás tiveram que ser reinterpretadas como características residuais ou baixas de gás / hidrato saturado, devido à falta de resposta significativa de resistividade associadas a eles. Utilizamos ainda mais o volume de resistividade invertido para derivar o volume de saturação da subsuperfície usando a equação de Archie. | Como podemos mapear com sucesso sistemas de hidrato de gás natural? | Usando um método eletromagnético de fonte controlada. | ### Instruction:
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Como podemos mapear com sucesso sistemas de hidrato de gás natural?
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Usando um método eletromagnético de fonte controlada. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A449 | Os campos de petróleo marginais são referenciados como esses campos de petróleo que dificilmente são desenvolvidos eficientemente com condições técnicas e ecomônicas atuais, caracterizadas como altos custos de desenvolvimento e baixas margens de lucro. No entanto, sob certas circunstâncias econômicas e técnicas, os campos de petróleo marginais podem ser transferidos para serem convencionais. Como a Petrobras desenvolveu o primeiro reservatório profundo em 2006, o Brasil tem conduzido uma campanha progressiva direcionando os hidrocarbonetos enterrados sob águas profundas, o que contribui para a descoberta de Lula, Carioca, Júpiter, Buzios, Libra e outros reservatórios de Presalt Giant. na bacia de Santos. A CNPC assinou um contrato de cooperação com a Petrobras em 2013, levando 10% do total de ações. Como desenvolver eficientemente o campo petrolífero tem sido uma questão desafiadora. As tecnologias de injeção de água inteligente em Shengli Oilfield foram estudadas, enquanto o desenvolvimento e o ambiente (águas profundas) do campo petrolífero de Libra foram analisados, para que as tecnologias de injeção de água inteligente possam ser modificadas para desenvolver o campo petrolífero marginal com mais eficiência. Diferentes das tecnologias convencionais de injeção de água zonal, as tecnologias remotas de injeção de água de controle sem fio tomam vantagens de empacotadores que estão conectados entre si por meio de cabos predefinidos, que atingem testes e injeção de água downhole simultaneamente. Ser executado via tubulação, a cadeia de injeção de água localiza um bocal para cada reservatório que é isolado por um empacotador. Todos os bicos estão conectados com empacotadores através dos cabos predefinidos que funcionam como linhas de energia para toda a cadeia, de modo que os dados do downhole, como pressões, fluxos e temperaturas, são todos transferidos para o computador de processamento na superfície. O programa de computador é usado para converter sinais de pressão e formação em curvas que são transferidas para a empresa via wifi ou webs móveis 2g / 3g / 4g, para que os técnicos possam entender e aprender sobre pressões, temperaturas, fluxos e condições do bico. Tempo. Eles são capazes de abrir e fechar os bicos totalmente ou parcialmente dando pedidos que são transferidos como sinais via cabos. A fim de lidar com o ambiente offshore do campo petrolífero de Libra na Bacia de Santos, os pacotadores de cabos pré-definidos foram modificados em conformidade, de modo que os poços altamente desviados podem ser desenvolvidos com as tecnologias de injeção de água inteligente. Um estudo implantado no bloco BM-C-33 Block Libra Oilfield mostra que as tecnologias de injeção de água inteligente modificada são viáveis para o campo petrolífero de Libra, como uma nova solução para injetar água em poços altamente desviados e horizontais em campos de petróleo offshore. | Qual é o papel do programa de computador na pesquisa? | É usado para converter os sinais de pressão e formação em curvas, para que os técnicos possam analisar e aprender. | ### Instruction:
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Qual é o papel do programa de computador na pesquisa?
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É usado para converter os sinais de pressão e formação em curvas, para que os técnicos possam analisar e aprender. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1416 | A mineração marinha é a nova fronteira de exploração do oceano, e crostas polimetálias (PMCs) e nódulos ferromanganos são considerados um recurso estratégico para o futuro. Os métodos geofísicos acústicos são uma ferramenta valiosa para a pesquisa oceânica e foram empregadas por várias décadas na exploração de recursos marinhos e avaliações ambientais. O principal objetivo deste trabalho foi investigar a correlação entre a composição química dos PMCs de três áreas diferentes ao longo da margem continental brasileira e seus atributos físico-acústicos (velocidade da onda P, densidade e impedância acústica). Os resultados mostram que as propriedades geOacústicas dos PMCs estão correlacionadas à sua composição química. As medições apresentaram tendências positivas e negativas entre impedância acústica e elementos estudados (Fe, MN, CO, CU, ZN, W e NI) de acordo com a direção da medição, indicando altos níveis de anisotropia. Nosso estudo lança luz inicial sobre a correlação entre propriedades acústicas e conteúdo de metal dos PMCs. O estudo facilita avaliações das respostas acústicas dos PMCs permitindo prospecção e exploração mais eficientes em comparação com técnicas geofísicas de embarque que são muito qualitativas para identificar PMCs. Os resultados podem contribuir para determinar os melhores procedimentos e técnicas para uma exploração futura mais eficiente deste recurso. | Em que tipos de recursos das crostas a mineração marinha está interessada? | Na grande variedade de metais que podem ser encontradas nela | ### Instruction:
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Em que tipos de recursos das crostas a mineração marinha está interessada?
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Na grande variedade de metais que podem ser encontradas nela <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A150 | Martin Vaz Archipelago está localizado no paralelo 20 ° S, a 1200 km do litoral brasileiro e é composto de rochas alcalinas plio-pleistocênicas que representam o último evento vulcânico da Ridge Vitória-Trindade. O arquipélago é dividido em três unidades principais: a Unidade Pico das Gaivotas (I) é composta de cúpulas intrigantes e phono-tefrite e diques de tefi-phonólito com clicopyroxeno, fenocristal feldspato e potássico e phenocrists de kaersutite escasso; A Unidade de Bandeira (II), por sua vez, compreende fluxos de lava melanepelinítica e basanítica com fenocristas Olivine e Clatoperoxeno (Diopside); E, por último, a unidade basal (III) é composta de depósitos piroclásticos com tufos, lapilli-tufos e lapilita. Os fenocristões de clinoproxeno de unidades Pico das Gaivotas e Bandeira têm núcleos verdes anédricos com texturas peneiradas e poikilíticas e mostram jantes de reação compostas por minerais opacas, indicando desequilíbrio e mudanças de composição no líquido. Este estudo fornece dados de química mineral indicando que os bordos de clicoperoxeno são mais primitivos (mg # 57.46-84.12) e enriquecido em al-Ti-Fe3 + -CA em comparação com os núcleos verdes ricos em Fe, provavelmente relacionados com um magma mais rico mais primitivo entrada na câmara magmática após a cristalização do núcleo verde de um líquido diferente. Os cristais de Olivine da Unidade de Bandeira mostram recursos de reabinação e sem afinidade composicional com o líquido analisado, indicando que esses cristais têm uma origem xenocrystica da fonte peridotítica do manto. Os dados de clicoproxeno geotérmeroometria sugerem diferentes condições de pressão e temperatura para núcleos e jantes durante a cristalização, refletindo uma história evolutiva polibárica. Pico Das Gaivotas Unidade ClinoProxene Fenocristões sugerem um ambiente particularmente de pressão superior e uma complexa história evolutiva. | De que tipo de rochas o arquipélago de Martin Vaz é composto? | Rochas alcalinas plio-pleistocênicas | ### Instruction:
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De que tipo de rochas o arquipélago de Martin Vaz é composto?
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Rochas alcalinas plio-pleistocênicas <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1835 | Os reservatórios de petróleo e gás mega foram descobertos em profundidade e ultra-profunda no Brasil. Essas descobertas pré-sal são remotamente localizadas em profundidades de água que variam de 2200m (~ 7.200 ft) a 2600 m (~ 8.500 pés). Offshore Brasil tem condições metocais exclusivas com longos períodos de inchaço que apresentam desafios em plataformas flutuantes, como spars e semis. Além disso, o afastamento da localização e o alto custo associado da mobilização de embarcações adicionam mais pressão sobre economia e risco. A integração do Quayside é, portanto, uma característica desejada do conceito de casco, a fim de eliminar o acasalamento offshore e o risco associado a custo e cronograma. Para explorar esses reservatórios ultra-profundamente complicados pré-sal geralmente requerem grande carga de perfuração e carga variável de perfuração que resultam em topsides muito grandes em tamanho e peso. Esparas e TLPs são as únicas duas formas comprovadas de casco de árvore seca em águas profundas e ultra-profundas no GOM. No entanto, o TLP se torna o custo proibitivo se a profundidade da água estiver além de 1.524 m (5.000 pés). Para grandes sistemas de carga útil que exigem uma grande plataforma de perfuração, um tamanho de sparto adequado cria um desafio para o transporte e a instalação. A forma de casco semi-submersível é conhecida por oferecer vantagens em esclarecimentos como maior espaço de convés e integração de cais que são essenciais para reduzir o tempo e o risco de comissionamento offshore, bem como custo e cronograma. A maturação da solução semi-submersível da árvore seca em Gom Ultra-Deepwater (2.400m) foi realizada pela plataforma de RPSEA e seco emparelhada de plataforma emparelhada (PC Semi), desenvolvida pela Houston Offshore Engineering, foi selecionada pelo Comitê de RPSEA em 2009. Testes extensivos do túnel de vento e testes do modelo da bacia de onda, incluindo os furacões GOM centrais centrais de 1.000 anos, foram concluídos com sucesso em 2010. Configuração do PC Semi Hull, TTTR Travel, os resultados analíticos e as ferramentas de simulação foram totalmente validados. Este artigo apresenta os resultados da análise de validação de uma árvore seca PC semi desenvolvida com tensores convencionais de estilo RAM, em 2.400m de água ultra-profunda de noffshore Brazil pré-sal carregando as mesmas cargas de topsides como RPSEA. A análise de validação foi realizada pelas ferramentas de análise correlacionadas e procedimentos de análise estabelecidos. As eficiências de design, incluindo a carga útil, o peso de aço e a produção de eficiências de produção do PC, a BPS e a GOM Central são abordadas e discutidas. A semi altamente eficiente do PC para o BPS foi desenvolvida, validada e se tornou "mercado pronto". | Qual a melhor maneira para explorar the Mega reservatórios de óleo e gás em águas profundas e ultraprofundas na costa do Brasil? | The PC semi-seco desenvolvido com tensionadores convencionais do tipo RAM, em 2.400m de águas ultraprofundas do Pré-Sal Offshore Brasileiro foi desenvolvido, validado como um bom modo de exploração. | ### Instruction:
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Qual a melhor maneira para explorar the Mega reservatórios de óleo e gás em águas profundas e ultraprofundas na costa do Brasil?
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The PC semi-seco desenvolvido com tensionadores convencionais do tipo RAM, em 2.400m de águas ultraprofundas do Pré-Sal Offshore Brasileiro foi desenvolvido, validado como um bom modo de exploração. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A413 | A maioria das reservas brasileiras de petróleo e gás estão localizadas em águas profundas offshore. Nesse cenário, alta produtividade é essencial. O elevador artificial certamente desempenhará um papel importante na exploração desses campos de águas profundas. Este artigo descreve os métodos de elevação artificiais mais importantes, suas principais características e nichos de aplicação. Também mostra o que a Petrobras está fazendo atualmente para disponibilizá-las para uso submarino. Os seguintes métodos são analisados: elevador de gás; bomba submersível elétrica; Bomba de jato hidráulico; bomba de cavidade progredindo; Bomba multifásica; Sistema de separação submarina. | Quais são alguns dos métodos de elevação artificial? | Os métodos são elevador de gás, bomba submersível elétrica, bomba de jato hidráulico, bomba de cavidade progressiva, bomba multifásica, sistema de separação submarino. | ### Instruction:
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Quais são alguns dos métodos de elevação artificial?
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Os métodos são elevador de gás, bomba submersível elétrica, bomba de jato hidráulico, bomba de cavidade progressiva, bomba multifásica, sistema de separação submarino. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A897 | A maioria das reservas brasileiras de petróleo e gás estão localizadas em águas profundas offshore. Nesse cenário, alta produtividade é essencial. O elevador artificial certamente desempenhará um papel importante na exploração desses campos de águas profundas. Este artigo descreve os métodos de elevação artificiais mais importantes, suas principais características e nichos de aplicação. Também mostra o que a Petrobras está fazendo atualmente para disponibilizá-las para uso submarino. Os seguintes métodos são analisados: elevador de gás; bomba submersível elétrica; Bomba de jato hidráulico; bomba de cavidade progredindo; Bomba multifásica; Sistema de separação submarina. | Qual o interesse da Petrobras em levantamento artificial? | A Petrobras está estudando formas de exploração de gás em alto mar. O levantamento artificial é uma delas. | ### Instruction:
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Qual o interesse da Petrobras em levantamento artificial?
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A Petrobras está estudando formas de exploração de gás em alto mar. O levantamento artificial é uma delas. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1044 | Norsk Hydro Felicitou ferramentas de padeiro padeiro para sua instalação do Inforce Intelligent Well System no campo de Snorre no Mar do Norte, que é a primeira instalação do sistema na área. A instalação ajudará a hidro reduzindo o custo do equipamento, além de facilitar a produção a partir do poço P-30. A instalação permite que cada zona do poço seja acessada ou fechada remotamente em menos de 5 min. Baker já instalou anteriormente outros sistemas inteligentes inteligentes hidráulicos igualmente bem-sucedidos no Oriente Médio e Extremo Oriente. Medowhhhnile, o sistema Baker Intelge Well Well foi licenciado pela Petrobras por sua exploração ultra-profunda do campo Roncador. | Onde a Baker já instalou sistemas de poços inteligentes hidráulicos bem-sucedidos? | No Mar do Norte, Oriente Médio e Extremo Oriente. | ### Instruction:
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Onde a Baker já instalou sistemas de poços inteligentes hidráulicos bem-sucedidos?
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No Mar do Norte, Oriente Médio e Extremo Oriente. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A482 | Norsk Hydro Felicitou ferramentas de padeiro padeiro para sua instalação do Inforce Intelligent Well System no campo de Snorre no Mar do Norte, que é a primeira instalação do sistema na área. A instalação ajudará a hidro reduzindo o custo do equipamento, além de facilitar a produção a partir do poço P-30. A instalação permite que cada zona do poço seja acessada ou fechada remotamente em menos de 5 min. Baker já instalou anteriormente outros sistemas inteligentes inteligentes hidráulicos igualmente bem-sucedidos no Oriente Médio e Extremo Oriente. Medowhhhnile, o sistema Baker Intelge Well Well foi licenciado pela Petrobras por sua exploração ultra-profunda do campo Roncador. | Quais são os benefícios do InForce Intelligent Well System? | Ele reduz o preço da plataforma e permite que cada zona seja acessada ou fechada remotamente em menos de 5 minutos. | ### Instruction:
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Quais são os benefícios do InForce Intelligent Well System?
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Ele reduz o preço da plataforma e permite que cada zona seja acessada ou fechada remotamente em menos de 5 minutos. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1453 | Hoje em dia o elevador de gás ainda é um método de elevação artificial muito expressivo, por exemplo, considerando todos os perfis de produção brasileira de petróleo, os poços levantados a gás são responsáveis por 30% da produção mensal. Devido essa grande importância, a eficiência da injeção deve ser assegurada a evitar perdas de gás da tampa e maximizar a produção. Em seguida, este estudo teve como objetivo desenvolver um fluxo de trabalho de otimização de elevação a gás e definir as taxas de elevação ideais para aumentar a recuperação do reservatório e melhorar a usabilidade do gás devido a restrições de plataforma de um campo de águas profundas brasileiras. Esse fluxo de trabalho compreende um reservatório e simuladores de garantia de fluxo, atingindo respostas mais precisas em comparação com fluxos de trabalho regulares. Tomar vantagens do método proposto, equipes multidisciplinares poderiam trabalhar juntos, o que aumenta a representatividade de tais estudos que fornecem resultados importantes para os tomadores de decisão. Neste estudo, devido a uma otimização de elevação de gás foi observado um aumento de 0,5% na produção cumulativa com uma enorme redução de elevação de gás de cerca de 40%, resultando em um melhor equilíbrio financeiro do projeto, economizando uma quantidade considerável de gás. A metodologia adotada para otimizar a taxa de elevação de gás injetada e, consequentemente, aumentar / manter a produção cumulativa de petróleo comprovada adequada para aplicação em campos de petróleo que são altamente dependentes dos métodos de elevação artificial. Portanto, os projetos de exploração e produção podem ser mais saudáveis. | Hoje em dia considerando o perfil de produção de petróleo do Brasil, quanto os poços que utilizam a técnica de elevação artificial contribuem para a produção nacional de petróleo? | Os poços levantados com gás são responsáveis por 30% da produção mensal. | ### Instruction:
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Hoje em dia considerando o perfil de produção de petróleo do Brasil, quanto os poços que utilizam a técnica de elevação artificial contribuem para a produção nacional de petróleo?
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Os poços levantados com gás são responsáveis por 30% da produção mensal. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1168 | Em 16 de julho de 2000, um derramamento de petróleo bruto ocorreu na Refinaria Petrobras Refinaria Presidente Getúlio Vargas-Repar, localizado em Araucária, PR, o Brasil Uma quantidade significativa de óleo foi retida dentro de uma área conhecida como Ponto 0, entre o Spill Spill e o Rio Barigüi, contaminando os bancos de um pequeno córrego (Arroio Saldanha), o solo adjacente ao fluxo, e o solo de quatro pequenas zonas úmidas, a uma distância de 2 km. Este artigo apresenta uma visão geral do programa de remediação para Ponto 0 e atrai conclusões preliminares sobre a eficácia das diferentes tecnologias de remediação. As principais tecnologias de remediação são: 1) trincheiras de injeção e recuperação para recuperação de livre produto no setor adjacente ao local do derramamento; 2) Biorremediação in situ ao longo da várzea de Arroio Saldanha; e 3) um pantanal de tratamento perto da descarga de Arroio Saldanha para o Rio Barigüi. As trincheiras parecem ter removido a maior parte do produto livre do setor adjacente ao local do derramamento. Há evidências preliminares, com base nos dados de monitoramento do solo, para a eficácia da biorremediação in situ, mas outros dados serão necessários antes que uma conclusão firme possa ser desenhada. O tratamento de pantanal foi bem sucedido na restauração da vegetação húmida (um componente essencial desta tecnologia), e parece ser capaz de remover hidrocarbonetos de água subterrânea. Os dados do programa de monitoramento de águas subterrâneas indica um declínio geral nas concentrações de TPH, em relação às campanhas de amostragem de outubro de 2000, agosto de 2001 e Abril de 2002. As concentrações BTEX estão geralmente abaixo do limite de detecção do método. | Quais os resultados dos métodos na recuperação do derramamento de petróleo próximo ao Rio Barigui? | As trincheiras parecem ter removido a maior parte do produto livre do setor adjacente ao local do derramamento e o tratamento dos pântanos conseguiu restaurar sua vegetação. | ### Instruction:
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Quais os resultados dos métodos na recuperação do derramamento de petróleo próximo ao Rio Barigui?
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As trincheiras parecem ter removido a maior parte do produto livre do setor adjacente ao local do derramamento e o tratamento dos pântanos conseguiu restaurar sua vegetação. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1569 | Um núcleo de sedimento quaternário tardio da encosta continental do setor norte da Bacia de Pelotas (Margem Continental Brasileira do Sul, a profundidade da água de 2091 m), a fim de avaliar a influência do influxo da matéria orgânica na composição de assembléia foraminiférica bentônica em uma escala regional . Este estudo investigou a relação entre espécies epifaunais (Epistominella Exigua e Alabaminella Weddellensis) e espécies infaunais (Uvigerina Peregrina e Angulogerina Angulosa) integradas em um índice relativo de abundância, o "índice de entrada orgânico" (Orgin). A correlação dessas espécies com dados abióticos também é discutida, incluindo conteúdo de lama, carbono orgânico total (TOC) e isótopo estável de carbono (13C) em Peregrina de Uvigerina. O modelo de idade baseado em um datamento de radiocarbono da composição de isótopo de foraminifera planctônica e oxigênio da foraminifera bentônica (UVigerina) revelou que o registro abrange os últimos 112.500 anos, cobrindo os estágios isótopos marinhos (MIS) 5 a 3. O domínio da espécie infaunal, principalmente globocassidulina Subglobosa, Boliviniids e BuliminiIDs em todo o núcleo é interpretado como um indicador de um aumento de fornecimento de matéria orgânica e dominância das condições eutróficas nesta área de estudo. As variações encontradas na proporção das espécies epifaunal e infaunal indicam entradas distintivas de matéria orgânica (entrada de phytodetritus versus atividade bacteriana, respectivamente). Uma tendência crescente na importância das espécies epifaunais da base do núcleo para amostras mais altas (MIS 5 para MIS 3) também foi observada, que é assumida como evidência da maior produtividade das massas de água da superfície neste setor. Atlântico durante os períodos glaciais. | quais espécies infaunais e epifaunais foram imvestigadas no estudo? | espécies epifaunais: Epistominella Exigua e Alabaminella Weddellensis; e espécies infaunais: Uvigerina Peregrina e Angulogerina Angulosa. | ### Instruction:
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos.
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quais espécies infaunais e epifaunais foram imvestigadas no estudo?
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espécies epifaunais: Epistominella Exigua e Alabaminella Weddellensis; e espécies infaunais: Uvigerina Peregrina e Angulogerina Angulosa. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A436 | O Parque das Conchas é um desenvolvimento de óleo pesado de águas ultra-profundas localizado na Bacia do Norte de Campos Offshore. O projeto é uma joint venture entre Shell, Petrobras e ONGC. A primeira fase do projeto é o desenvolvimento de 3 campos subterrâneos independentes ligados à instalação de flutuação, produção, armazenamento, armazenamento, armazenamento, armazenamento e descarga (FPSO) intitulado FPSO Espirito Santo. A fase 1 Abalone, Ostra e os campos Argonauta B são pequenos a médios em tamanho, com reservatórios de baixa pressionados e variam em gravidades de óleo de 17 ° a 42 ° API. Um quarto campo de petróleo pesado de 16 ° de 16 °, exigindo inundação de água, Argonauta O Norte, será amarrado como parte da Fase 2 e é planejado estar pronto para a produção em 2013. A infraestrutura submarina da Fase 1 consiste em 10 poços produtores e 1 Injeção bem conectada via 140 quilômetros de oleodutos e linhas de fluxo que variam em tamanho de 6? Para 12?, 15 trenós de linha de fluxo, 2 manifolds de produção, 2 manifolds de elevação artificial Alojamento Um total de 6 separação submarina vertical Caissons com 1500 HP ESP, 25 Jumpers, todos os quais são atendidos por 30 quilômetros de alta tensão multi-circuito electro / hidráulico Umbilicais e 20 quilômetros de umbilicais eletro-hidráulicos estáticos. O FPSO Espirito Santo é um 1975 VLCC convertido em 1.780 metros de água e equipado para processar 100.000 BOPD, 50 mmscfd, com 1,4 milhão de barris de capacidade de armazenamento de óleo. O desenvolvimento do Parque das Conchas é o resultado de um esforço de 9 anos para entender a complexa geologia, identificar reservas suficientes para apoiar um desenvolvimento, identificar um conceito de desenvolvimento econômico, e para projetar, amadurecer e aplicar as novas tecnologias significativas necessárias para executar com segurança projeto durante um período de mercado extremamente volátil. Este artigo fornece uma visão geral do desenvolvimento e execução do projeto, destaca novas tecnologias que foram desenvolvidas e implementadas e introduz os principais desafios, conquistas e aprendizagem em várias partes do projeto e a integração apertada entre todas as disciplinas necessárias para entregar com sucesso o projeto Parque das Conchas. Detalhes adicionais podem ser encontrados nos documentos de suporte dedicados foram gerados e listados na seção de referência deste documento. | Quais empresas estão participando do projeto no Parque das Conchas? | O projeto é uma joint venture entre as empresas Shell, Petrobras e ONGC. | ### Instruction:
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Quais empresas estão participando do projeto no Parque das Conchas?
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O projeto é uma joint venture entre as empresas Shell, Petrobras e ONGC. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1589 | As margens passivas subjacentes por um desapego de sal são tipicamente interpretadas como zonas cinematicamente ligadas de extensão de atualização e contração downdip separadas por uma zona de tradução acima de uma base de sal. No entanto, o fluxo de sal é afetado pela geometria de base de sal através do qual ele flui, e o deslizamento da gravidade no início do estágio induzido pela inclinação da bacia pode ser complicado pela presença de alterações de espessura de sal causada pelo alívio de sal de base pré-existente . Nós investigamos esses efeitos usando modelos físicos. Etapas paralelas do mergulho geram zonas de falhas de strike strike que separam domínios de tradução diferencial de desativação e estilos estruturais, desde que a sobrecarga seja fina o suficiente. Se a sobrecarga é mais espessa, ela resiste a rompimento, mas uma mudança na tendência estrutural ocorre em toda a etapa. Passos com obliquidade suave à direção do mergulho produzir falhas transpressoresas e transpressivas na tampa que separa os domínios estruturais. A complexidade de deformação no sobrecarga aumenta onde as etapas de sal baseadas grevem em um alto ângulo ao fluxo de sal, e é especialmente dependente da relação entre o sal de espessura (T) e fino (T) no passo na base do sal. Onde a taxa de espessura de sal (T / T) é alta, o arrasto basal gera grandes incompates de fluxo, resultando em um espessamento contracional do sal e encurtamento de sobrecarga associado em sal fino acima de um bloco alto de sal. O encurtamento é transitório e substituído por extensão à medida que o espessamento de sal permite que a velocidade do fluxo aumente. Ao fazer a transição de um bloco alto de sal baseado em um bloco baixo, o fluxo maior dentro do sal grosso resulta em uma monoclina com dobradiças extensionais e contraccionais. Estruturas são deformadas ainda mais como se traduzam por essas zonas da dobradiça. Nossos modelos físicos demonstram que as diaduras extensionais e os cintos de desdobramento compressionais podem ser iniciados em qualquer lugar em um declive à medida que o sal acelera e desacelera o alívio de sal de base. Um cinto de dobra da Bacia de Campos, no Offshore Brasil, é usado para ilustrar esses processos. | Por que a sobrecarga deve ser fina o suficiente durante as etapas de mergulho paralelas? | Porque se a sobrecarga for mais espessa, ela resiste ao rompimento. | ### Instruction:
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Por que a sobrecarga deve ser fina o suficiente durante as etapas de mergulho paralelas?
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Porque se a sobrecarga for mais espessa, ela resiste ao rompimento. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A1590 | As margens passivas subjacentes por um desapego de sal são tipicamente interpretadas como zonas cinematicamente ligadas de extensão de atualização e contração downdip separadas por uma zona de tradução acima de uma base de sal. No entanto, o fluxo de sal é afetado pela geometria de base de sal através do qual ele flui, e o deslizamento da gravidade no início do estágio induzido pela inclinação da bacia pode ser complicado pela presença de alterações de espessura de sal causada pelo alívio de sal de base pré-existente . Nós investigamos esses efeitos usando modelos físicos. Etapas paralelas do mergulho geram zonas de falhas de strike strike que separam domínios de tradução diferencial de desativação e estilos estruturais, desde que a sobrecarga seja fina o suficiente. Se a sobrecarga é mais espessa, ela resiste a rompimento, mas uma mudança na tendência estrutural ocorre em toda a etapa. Passos com obliquidade suave à direção do mergulho produzir falhas transpressoresas e transpressivas na tampa que separa os domínios estruturais. A complexidade de deformação no sobrecarga aumenta onde as etapas de sal baseadas grevem em um alto ângulo ao fluxo de sal, e é especialmente dependente da relação entre o sal de espessura (T) e fino (T) no passo na base do sal. Onde a taxa de espessura de sal (T / T) é alta, o arrasto basal gera grandes incompates de fluxo, resultando em um espessamento contracional do sal e encurtamento de sobrecarga associado em sal fino acima de um bloco alto de sal. O encurtamento é transitório e substituído por extensão à medida que o espessamento de sal permite que a velocidade do fluxo aumente. Ao fazer a transição de um bloco alto de sal baseado em um bloco baixo, o fluxo maior dentro do sal grosso resulta em uma monoclina com dobradiças extensionais e contraccionais. Estruturas são deformadas ainda mais como se traduzam por essas zonas da dobradiça. Nossos modelos físicos demonstram que as diaduras extensionais e os cintos de desdobramento compressionais podem ser iniciados em qualquer lugar em um declive à medida que o sal acelera e desacelera o alívio de sal de base. Um cinto de dobra da Bacia de Campos, no Offshore Brasil, é usado para ilustrar esses processos. | O que acontece onde a proporção de espessura de sal é alta e no que isso resulta? | O arrasto basal gera grandes incompatibilidades de fluxo, o que resulta em um espessamento contracional do sal e encurtamento de sobrecarga. | ### Instruction:
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O que acontece onde a proporção de espessura de sal é alta e no que isso resulta?
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O arrasto basal gera grandes incompatibilidades de fluxo, o que resulta em um espessamento contracional do sal e encurtamento de sobrecarga. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A296 | A Petrobras e o Grupo BG do Reino Unido estão estudando a possibilidade de instalar plantas flutuantes de liquefação de gás nas grandes descobertas de petróleo e gás offshore nas áreas pré-sal da Bacia de Campos. A proposta de 14 milhões de CU M / Day LNG seria atracada a 300 km do offshore e cobraria gás de vários campos na área, incluindo a gigante descoberta de tupi. O GNL seria entregue a terminais domésticos durante a estação seca do país, quando, a geração de energia a gás suplementa a energia hidrelétrica e exportada em outros momentos. | Qual seria o destino do GNL da planta proposta pela Petrobras e o BG Group do Reino Unido? | Terminais domésticos. | ### Instruction:
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Qual seria o destino do GNL da planta proposta pela Petrobras e o BG Group do Reino Unido?
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Terminais domésticos. <|end_of_text|> |
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Quão longe da costa está o reservatório encontrado pela Petrobras na Bacia de Campos contendo estimadamente 0.6 bilhões de barris de petróleo pesado?
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Aproximadamente 80 km da costa <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A466 | A Petrobras anunciou uma descoberta "gigante" na parte norte da Bacia de Campos, de pelo menos uma estimativa recuperável 0,6 bilhões Bbl de óleo pesado. O reservatório, cerca de 80 km offshore, foi inicialmente descoberto em janeiro de 2001. O último encontro principal do país, o campo de 3 bilhões BBL, o campo de Roncador de água ultracompanhada, foi feito pela Petrobras em 1996. | Quando foi feita a última descoberta em relação ao campo de Roncador feita pela Petrobras? | A descoberta foi feita em 1996. | ### Instruction:
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A descoberta foi feita em 1996. <|end_of_text|> |
Você é um assistente especializado em responder perguntas com clareza e precisão, usando as informações dos conjuntos de dados de perguntas e respostas fornecidos. | A663 | A Petrobras anunciou uma descoberta "gigante" na parte norte da Bacia de Campos, de pelo menos uma estimativa recuperável 0,6 bilhões Bbl de óleo pesado. O reservatório, cerca de 80 km offshore, foi inicialmente descoberto em janeiro de 2001. O último encontro principal do país, o campo de 3 bilhões BBL, o campo de Roncador de água ultracompanhada, foi feito pela Petrobras em 1996. | Quando o campo de Roncador foi descoberto pela Petrobrás? | 1996 | ### Instruction:
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