Convencionou-se chamar de pré-sal porque forma um intervalo de rochas que se estende por baixo de uma extensa camada de sal depositada durante a abertura do oceano Atlântico, após a quebra do Gondwana (antigo supercontinente formado pelas Américas e África, entre 1 a 7 milhões de anos) e que em certas áreas da costa atinge espessuras de até 2 mil metros.
O termo pré é utilizado porque, ao longo do tempo, essas rochas foram sendo depositadas antes da camada de sal. A profundidade total dessas rochas, que é a distância entre a superfície do mar e os reservatórios de petróleo abaixo da camada de sal, pode chegar a mais de 7 mil metros abaixo da linha d’água.
Esses reservatórios podem ser encontrados de forma similar no Golfo do México e na costa oeste africana.
As maiores descobertas de petróleo, no Brasil, foram feitas recentemente pela Petrobras na camada pré-sal em uma faixa de 800 km localizada entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, onde se encontrou grandes volumes de óleo leve. Na Bacia de Santos, por exemplo, o óleo já identificado no pré-sal tem uma densidade de 28,5º API, baixa acidez e baixo teor de enxofre. São características de um petróleo de alta qualidade e maior valor de mercado.
Dentre os campos descobertos no pré-sal estão o de Tupi (ponto de partida da exploração da camada), o principal e os de Guará, Bem-Te-Vi, Carioca, Júpiter e Iara, entre outros. Dos 114 mil km2 da chamada província do pré-sal, as áreas concedidas pela ANP somam 29 mil quilômetros (25%). Destes, a Petrobras tem participação em 26 mil quilômetros (23%).
Uma nova fronteira – Em 2004 foram perfurados alguns poços em busca de óleo na Bacia de Santos, onde foram identificadas, acima da camada de sal, rochas arenosas depositadas emáguas profundas, que já eram conhecidas. Se fosse encontrado óleo, a idéia, para a Petrobras, era aprofundar a perfuração até chegar ao pré-sal, onde os técnicos acreditavam que seriam encontrados grandes reservatórios de petróleo.
Em julho de 2005, foram localizados os primeiros sinais de petróleo no bloco BM-S-10 (Parati), próximo ao litoral do Estado do Rio de Janeiro.
Em 2006, quando a perfuração já havia alcançado 7.600m de profundidade a partir do nível do mar, foi encontrada uma acumulação gigante de gás e reservatórios de condensado de petróleo, um componente leve do petróleo.
No mesmo ano, em julho, em outra perfuração feita na Bacia de Santos, a Petrobras e seus parceiros fizeram nova descoberta, agora no bloco BM-S-11, que mudaria definitivamente os rumos da exploração no Brasil.
Em julho de 2005, foram localizados os primeiros sinais de petróleo no bloco BM-S-10 (Parati), próximo ao litoral do Estado do Rio de Janeiro.
Em 2006, quando a perfuração já havia alcançado 7.600m de profundidade a partir do nível do mar, foi encontrada uma acumulação gigante de gás e reservatórios de condensado de petróleo, um componente leve do petróleo.
No mesmo ano, em julho, em outra perfuração feita na Bacia de Santos, a Petrobras e seus parceiros fizeram nova descoberta, agora no bloco BM-S-11, que mudaria definitivamente os rumos da exploração no Brasil.
Tupi – A pouco mais de 5 mil metros de profundidade, a partir da superfície do mar, veio a grande notícia: o poço, hoje batizado de Tupi, apresentava indícios de óleo abaixo da camada de sal. O resultado do primeiro poço de teste foi anunciado em outubro de 2006. O sucesso levou à perfuração de mais sete poços e em todos foram encontrados petróleo.
No dia 1º de maio de 2009 a Petrobras iniciou o teste de longa duração da área de Tupi, com capacidade para processar até 30 mil barris diários de petróleo. Um mês depois a Refinaria de Capuava (Recap), em São Paulo, refinou o primeiro volume de petróleo extraído da camada pré-sal da Bacia de Santos.
Os primeiros resultados apontam para volumes muito expressivos. Para se ter uma idéia, só a acumulação de Tupi, na Bacia de Santos, tem volumes recuperáveis estimados entre 5 e 8 bilhões de barris de óleo equivalente (óleo mais gás). Já o poço de Guará, também na Bacia de Santos, tem volumes de 1,1 a 2 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural, com densidade em torno de 30º API.
No fim de 2010, além de iniciar as atividades rumo aos 100 mil barris diários de óleo, a plataforma FPSO Cidade de Angra dos Reis – que irá substituir o FPSO Cidade de São Vicente (foto), responsável hoje pela produção de Tupi – vai comprimir e despachar uma significativa vazão de gás por um duto de 248 km até a plataforma de Mexilhão, que também deverá começar a operar em 2010. Da unidade, o produto seguirá por um gasoduto de 145 km até a futura Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), em Caraguatatuba, São Paulo.
A partir de 2013, terão início os pilotos de Iara e Guará, seguidos da entrada gradual em operação de outros campos.
No dia 1º de maio de 2009 a Petrobras iniciou o teste de longa duração da área de Tupi, com capacidade para processar até 30 mil barris diários de petróleo. Um mês depois a Refinaria de Capuava (Recap), em São Paulo, refinou o primeiro volume de petróleo extraído da camada pré-sal da Bacia de Santos.
Os primeiros resultados apontam para volumes muito expressivos. Para se ter uma idéia, só a acumulação de Tupi, na Bacia de Santos, tem volumes recuperáveis estimados entre 5 e 8 bilhões de barris de óleo equivalente (óleo mais gás). Já o poço de Guará, também na Bacia de Santos, tem volumes de 1,1 a 2 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural, com densidade em torno de 30º API.
No fim de 2010, além de iniciar as atividades rumo aos 100 mil barris diários de óleo, a plataforma FPSO Cidade de Angra dos Reis – que irá substituir o FPSO Cidade de São Vicente (foto), responsável hoje pela produção de Tupi – vai comprimir e despachar uma significativa vazão de gás por um duto de 248 km até a plataforma de Mexilhão, que também deverá começar a operar em 2010. Da unidade, o produto seguirá por um gasoduto de 145 km até a futura Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), em Caraguatatuba, São Paulo.
A partir de 2013, terão início os pilotos de Iara e Guará, seguidos da entrada gradual em operação de outros campos.
Outras descobertas – Em março de 2007, um novo depósito de petróleo foi encontrado na seção do pré-sal no Campo de Caxaréu, norte da Bacia de Campos. Em junho, foi a vez das descobertas no Campo de Pirambú, também Bacia de Campos. Em agosto, na Bacia de Santos, a Petrobras encontrou um depósito de petróleo leve na bloco BM-S-9 (Carioca). O mesmo aconteceu em dezembro, no bloco BM-S-21 (Caramba).
Em janeiro de 2008 a Petrobras anunciou a descoberta de um novo depósito de gás natural e condensado no bloco BM-S-24 (Júpiter), na Bacia de Santos. Em maio, é comprovada a presença de óleo leve no bloco BM-S-8 (Bem-te-vi), também Bacia de Santos. Em junho, foi a vez de Guará (BM-S-9). A presença de óleo leve foi comprovada, em agosto, em outra região do bloco BM-S-11 (Iara), na Bacia de Santos.
Em setembro do mesmo ano, a estatal iniciou a produção do primeiro óleo na camada de pré-sal no Campo de Jubarte, norte da Bacia de Campos (ES). No mesmo mês, foi detectada a presença de um grande depósito de óleo leve e gás em Jupiter. Em novembro, concluída a perfuração de dois novos poços, próximos ao litoral do Espírito Santo, foi comprovada a presença de óleo leve no Parque das Baleias, nos campos de Baleia Branca, Baleia Azul, Jubarte e Cachalote.
Em setembro do mesmo ano, a estatal iniciou a produção do primeiro óleo na camada de pré-sal no Campo de Jubarte, norte da Bacia de Campos (ES). No mesmo mês, foi detectada a presença de um grande depósito de óleo leve e gás em Jupiter. Em novembro, concluída a perfuração de dois novos poços, próximos ao litoral do Espírito Santo, foi comprovada a presença de óleo leve no Parque das Baleias, nos campos de Baleia Branca, Baleia Azul, Jubarte e Cachalote.
Desafios – Um dos principais obstáculos que deverão ser superados na exploração e produção da camada é a logística de apoio em alto-mar (transporte de materiais, equipamentos e equipes e de instalação de sistemas de ancoragem e de operação em poços). No caso das acumulações de Tupi e de outras da província, a distância em relação à costa brasileira é de 300km, uma extensão considerável.
Além disso, para se chegar até onde estão situados os reservatórios será preciso ultrapassar uma lâmina d’água de mais de 2.000m, uma camada de 1.000m de sedimentos e outra de 2.000m de sal. Feito isso, o óleo e o gás a serem recuperados estarão em reservatórios que implicarão maior tempo de penetração por parte das brocas do que o gasto para penetrar os arenitos da Bacia de Campos, por exemplo, e, no caso de Tupi, a uma distância de 5.000 a 7.000m em relação à superfície do mar.
Dentre os desafios geológicos está o pouco conhecimento do tipo de rocha existente nos reservatórios. Em vez de arenitos turbidíticos, característicos de grandes acumulações da camada pós-sal, conhecidos pela Petrobras há muito tempo, foram encontrados carbonatos microbiais, também conhecidos como microbiolitos, formações de caráter heterogêneo praticamente sem parâmetros na história mundial e cujo comportamento em termos de recuperação de óleo ainda é desconhecido por nós.
Há também desafios ambientais, de planejamento, econômicos (as atividades na nova fronteira exploratória irão demandar bilhões de dólares) e tecnológicos.
Para fazer face aos desafios tecnológicos, a Petrobras criou o Programa Tecnológico para o Desenvolvimento da Produção dos Reservatórios Pré-Sal (Prosal), implementado pelo centro de pesquisas e desenvolvimento da Companhia, o Cenpes. No âmbito desse programa, 23 projetos voltados para a busca de soluções mais eficazes nas áreas de Engenharia de Poço, Engenharia de Reservatório e Garantia de Escoamento estão em andamento.
Além disso, para se chegar até onde estão situados os reservatórios será preciso ultrapassar uma lâmina d’água de mais de 2.000m, uma camada de 1.000m de sedimentos e outra de 2.000m de sal. Feito isso, o óleo e o gás a serem recuperados estarão em reservatórios que implicarão maior tempo de penetração por parte das brocas do que o gasto para penetrar os arenitos da Bacia de Campos, por exemplo, e, no caso de Tupi, a uma distância de 5.000 a 7.000m em relação à superfície do mar.
Dentre os desafios geológicos está o pouco conhecimento do tipo de rocha existente nos reservatórios. Em vez de arenitos turbidíticos, característicos de grandes acumulações da camada pós-sal, conhecidos pela Petrobras há muito tempo, foram encontrados carbonatos microbiais, também conhecidos como microbiolitos, formações de caráter heterogêneo praticamente sem parâmetros na história mundial e cujo comportamento em termos de recuperação de óleo ainda é desconhecido por nós.
Há também desafios ambientais, de planejamento, econômicos (as atividades na nova fronteira exploratória irão demandar bilhões de dólares) e tecnológicos.
Para fazer face aos desafios tecnológicos, a Petrobras criou o Programa Tecnológico para o Desenvolvimento da Produção dos Reservatórios Pré-Sal (Prosal), implementado pelo centro de pesquisas e desenvolvimento da Companhia, o Cenpes. No âmbito desse programa, 23 projetos voltados para a busca de soluções mais eficazes nas áreas de Engenharia de Poço, Engenharia de Reservatório e Garantia de Escoamento estão em andamento.
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