O PRÉ SAL E SEUS CONCEITOS E SEUS TRIBUTOS

O PRÉ SAL E SEUS CONCEITOS E SEUS TRIBUTOS

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Bem amigos, antes dos políticos ficarem discutindo quem vai ganhar com esta fatia de imposto gerado pelo pré sal, temos que analisar  outros fatores

Bem Como:

Sua retirada.

Seus custos.

Os riscos.

Para vocês que trafegam no Portal Cabo fizemos um levantamento junto á Petrobras, para que você leitor, pudesse ter uma idéia, como vai ser os processos e quais são as dificuldade, pra que você não seja enganado com promessas políticas, oriundas de políticos que queira enganar o Povo, mas o povo instruído já mais se deixará se enganar, com as realidades dos fatos

Boa leitura

Nova fronteira exploratória representa desafio tecnológico

Com a descoberta de novas reservas, como o mega-campo de Tupi, na Bacia de Santos, a Petrobras se coloca diante de um novo desafio para a indústria petrolífera mundial: produzir petróleo e gás natural em áreas localizadas abaixo da camada de sal. Para isso, a Petrobras tem concentrado esforços para gerar e disseminar tecnologias para incorporar reservas e desenvolver a futura produção das descobertas exploratórias da seção pré-sal, nas bacias de Santos e Campos.

Descoberta a província petrolífera denominada Pré-Sal, que se estende ao longo de 800km na costa brasileira, do estado do Espírito Santo ao de Santa Catarina, abaixo de espessa camada de sal e englobando as bacias sedimentares do Espírito Santo, de Campos e de Santos, a Petrobras tem importantes desafios pela frente. Analisa as múltiplas especificidades dessa nova fronteira exploratória, empenha-se em desenvolver soluções tecnológicas para produzir ali óleo e gás e faz testes para optar pelas melhores alternativas, já que inexistem padrões a serem seguidos.

Desafios logísticos

No que diz respeito à nova província, as novidades são muitas. A logística de apoio em alto-mar, isto é, de transporte de materiais, equipamentos e equipes e de instalação de sistemas de ancoragem e de operação em poços, terá de ser específica. Afinal, no caso da acumulação de Tupi e de outras da província, a distância em relação à costa brasileira é de 300km, uma extensão considerável.

Província Petrolífera Pré-Sal

Para se chegar até onde estão situados os reservatórios, mais obstáculos precisam ser transpostos. “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”, ressalta Formigli.

Desafios geológicos

O tipo de rocha existente nos reservatórios também não tem precedentes nas operações da Petrobras. “Em vez de arenitos turbidíticos, característicos de grandes acumulações da camada pós-sal, conhecidos pela Companhia há muito tempo, encontramos 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. Portanto, não podemos replicar modelos como os que já adotamos em outras bacias”, conta o gerente executivo de Exploração do Pré-Sal, José Formigli.

Desafios exploratórios

Árvore de Natal Molhada

No âmbito da exploração, mais desafios se apresentam. Quando blocos situados na província Pré-Sal foram adquiridos pela Petrobras e por seus parceiros na Bacia de Santos, por exemplo, entre estes os blocos BMS-8, 9, 10 e 11, como se tratava de uma área de cerca de 20.000km2 praticamente desconhecida, a Companhia precisou contratar o maior levantamento sísmico 3D marítimo do mundo realizado até então. A base de dados sísmicos obtida, de excelente qualidade, foi fundamental para o entendimento do contexto geológico das porções mais profundas da bacia e para a interpretação e o mapeamento dos principais horizontes geológicos da área dos blocos. Esses trabalhos culminaram na proposição de locações exploratórias mais confiáveis, o que gerou as descobertas de hidrocarbonetos na Província Pré-Sal da Bacia de Santos, e estão servindo para melhor entendimento do modelo de reservatórios existente em outros trechos da província e previsão das próximas locações exploratórias.

Desafios ambientais

O alto teor de dióxido de carbono extraído juntamente com o óleo, superior a 20% no caso de alguns reservatórios, é outra questão à qual a Petrobras vem dando atenção especial. Formigli explica o porquê: “Quando o CO2 se junta com a água, forma o ácido carbônico, altamente corrosivo, o que faz com que seja preciso usar ligas especiais de aço para evitar a corrosão gerada pelo ambiente no revestimento e na coluna de produção dos poços, em equipamentos submarinos de produção, como Árvores de Natal Molhadas, e componentes da planta de processo da plataforma de produção. Em Tupi, por exemplo, a proporção do gás natural existente é de 220m3 para cada m3 de óleo, o que totaliza cerca do dobro da proporção normalmente presente nos turbiditos da Bacia de Campos. O CO2 contido nesse gás natural precisa ter uma destinação ecológica, para que não escape para o meio ambiente e contribua par o aumento do efeito estufa. Por isso, o CO2 será reinjetado nos poços, o que traz ainda a vantagem de reduzir a viscosidade do óleo encontrado, propiciar maior recuperação potencial desse óleo e, por conta disso, assegurar mais lucros à Companhia”, explica Formigli.

A formação de hidratos, compostos resultantes do contato entre gás e água, em baixas temperaturas, o que pode acarretar o entupimento de dutos, também será combatida. As estratégias de combate incluirão a conservação da temperatura do óleo extraído dos reservatórios e, eventualmente, o aumento da temperatura do óleo nos dutos por aquecimento elétrico ou por meio da injeção de inibidores.

Desafios de planejamento

Coluna de perfuração

Um planejamento bem-feito é essencial para que não venham a malograr todos os esforços empreendidos. Nesse âmbito, a aquisição de blocos exploratórios respaldada em estudos geológicos precisos; a aquisição de dados sísmicos, para cujo processamento foram desenvolvidos algoritmos especiais; e a interpretação dos dados foram cuidadosamente avaliadas e acompanhadas.

Cinco planos de avaliação da extensão dos poços e dos volumes ali contidos foram solicitados à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para melhor orientar as estratégias da Petrobras, sem precipitações. Os planos terão cinco anos de duração e antecederão a declaração da comercialidade das reservas.

Testes de longa duração, como o que se iniciará em Tupi em março 2009, e a posterior fase-piloto, na qual a expectativa será produzir 100 mil barris de óleo equivalente e cerca de 3,5 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia a partir de dezembro de 2010, também foram rigorosamente planejados. O objetivo é que a entrada em produção de campos transcorra com absoluto conhecimento das variáveis envolvidas.

Desafios tecnológicos

Na província Pré-sal foi encontrado óleo leve

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”, informa o coordenador do programa, Cristiano Sombra.

O trabalho é árduo. “Para se ter uma idéia, basta dizer que o sal tem uma natureza plástica. Na medida em que é perfurado, suas tensões podem fazer com que um poço se feche e a coluna de perfuração fique presa. Ultrapassada a fase de perfuração e concluído o poço, faz-se descer um revestimento de aço no poço e o espaço existente entre o revestimento e a rocha perfurada é preenchido com um cimento especial. O sal pode danificar o aço. Para que isso não ocorra, estamos pesquisando materiais resistentes. Mas temos que ter o cuidado de atingir um equilíbrio, pois, por um lado, se o aço ou o revestimento pesarem muito, o navio-sonda que vai fazer tais materiais descerem ao poço poderá não ter capacidade para tanto; por outro, como a concessão obtida para se fazer um poço produzir pode durar 27 anos e ainda ser prorrogada, os materiais têm que durar”, explica Sombra.

Desafios econômicos

Tendo em vista que as atividades na nova fronteira exploratória irão demandar bilhões de dólares, a Petrobras terá uma atitude pioneira no trato de uma empreitada em larga escala. Contará com sócios no desenvolvimento da província Pré-Sal, ainda que tenha participação majoritária na maioria dos blocos. Os parceiros serão as empresas Amerada Hess, BG, Exxon, Partex, Petrogal-Galp, Repsol YPF Brasil e Shell. A lucratividade dos negócios é uma certeza para todos. Afinal, conforme afirma o gerente executivo de Exploração da Petrobras, Mario Carminatti, “foi descoberto óleo em todos os poços perfurados, o que significa, até agora, 100% de acerto em uma nova fronteira exploratória. Além disso, apenas em Tupi, estima-se em de cinco a oito bilhões de barris de óleo e gás natural o volume recuperável”.

Superação de desafios

A superação de tantos desafios compensa. Afinal de contas, o óleo encontrado na nova província descoberta é leve, de 28º API, com excelente qualidade e alto valor comercial. Além disso, o volume de óleo que se estima encontrar remunera quaisquer esforços. Tupi, por exemplo, tem reservas que lhe asseguram tratar-se de uma das maiores descobertas já realizadas no mundo nos últimos sete anos, as quais podem alçar o Brasil à condição de exportador de petróleo. Nesse contexto, cada desafio surgido é um estímulo a mais para que seja superado.

Um Desafio atrás do Outro

Petrobras busca soluções tecnológicas para produzir óleo e gás em província petrolífera situada na camada pré-sal, ao longo de largos trechos da costa brasileira.

Descoberta a província petrolífera denominada Pré-Sal, que se estende ao longo de 800km na costa brasileira, do estado do Espírito Santo ao de Santa Catarina, abaixo de espessa camada de sal e englobando as bacias sedimentares do Espírito Santo, de Campos e de Santos, a Petrobras tem importantes desafios pela frente. Analisa as múltiplas especificidades dessa nova fronteira exploratória, empenha-se em desenvolver soluções tecnológicas para produzir ali óleo e gás e faz testes para optar pelas melhores alternativas, já que inexistem padrões a serem seguidos.

Desafios logísticos

No que diz respeito à nova província, as novidades são muitas. A logística de apoio em alto-mar, isto é, de transporte de materiais, equipamentos e equipes e de instalação de sistemas de ancoragem e de operação em poços, terá de ser específica. Afinal, no caso da acumulação de Tupi e de outras da província, a distância em relação à costa brasileira é de 300km, uma extensão considerável.

Província Petrolífera Pré-Sal

Para se chegar até onde estão situados os reservatórios, mais obstáculos precisam ser transpostos. “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”, ressalta Formigli.

Desafios geológicos

O tipo de rocha existente nos reservatórios também não tem precedentes nas operações da Petrobras. “Em vez de arenitos turbidíticos, característicos de grandes acumulações da camada pós-sal, conhecidos pela Companhia há muito tempo, encontramos 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. Portanto, não podemos replicar modelos como os que já adotamos em outras bacias”, conta o gerente executivo de Exploração do Pré-Sal, José Formigli.

Desafios exploratórios

Árvore de Natal Molhada

No âmbito da exploração, mais desafios se apresentam. Quando blocos situados na província Pré-Sal foram adquiridos pela Petrobras e por seus parceiros na Bacia de Santos, por exemplo, entre estes os blocos BMS-8, 9, 10 e 11, como se tratava de uma área de cerca de 20.000km2 praticamente desconhecida, a Companhia precisou contratar o maior levantamento sísmico 3D marítimo do mundo realizado até então. A base de dados sísmicos obtida, de excelente qualidade, foi fundamental para o entendimento do contexto geológico das porções mais profundas da bacia e para a interpretação e o mapeamento dos principais horizontes geológicos da área dos blocos. Esses trabalhos culminaram na proposição de locações exploratórias mais confiáveis, o que gerou as descobertas de hidrocarbonetos na Província Pré-Sal da Bacia de Santos, e estão servindo para melhor entendimento do modelo de reservatórios existente em outros trechos da província e previsão das próximas locações exploratórias.

Desafios ambientais

O alto teor de dióxido de carbono extraído juntamente com o óleo, superior a 20% no caso de alguns reservatórios, é outra questão à qual a Petrobras vem dando atenção especial. Formigli explica o porquê: “Quando o CO2 se junta com a água, forma o ácido carbônico, altamente corrosivo, o que faz com que seja preciso usar ligas especiais de aço para evitar a corrosão gerada pelo ambiente no revestimento e na coluna de produção dos poços, em equipamentos submarinos de produção, como Árvores de Natal Molhadas, e componentes da planta de processo da plataforma de produção. Em Tupi, por exemplo, a proporção do gás natural existente é de 220m3 para cada m3 de óleo, o que totaliza cerca do dobro da proporção normalmente presente nos turbiditos da Bacia de Campos. O CO2 contido nesse gás natural precisa ter uma destinação ecológica, para que não escape para o meio ambiente e contribua par o aumento do efeito estufa. Por isso, o CO2 será reinjetado nos poços, o que traz ainda a vantagem de reduzir a viscosidade do óleo encontrado, propiciar maior recuperação potencial desse óleo e, por conta disso, assegurar mais lucros à Companhia”, explica Formigli.

A formação de hidratos, compostos resultantes do contato entre gás e água, em baixas temperaturas, o que pode acarretar o entupimento de dutos, também será combatida. As estratégias de combate incluirão a conservação da temperatura do óleo extraído dos reservatórios e, eventualmente, o aumento da temperatura do óleo nos dutos por aquecimento elétrico ou por meio da injeção de inibidores.

Desafios de planejamento

Coluna de perfuração

Um planejamento bem-feito é essencial para que não venham a malograr todos os esforços empreendidos. Nesse âmbito, a aquisição de blocos exploratórios respaldada em estudos geológicos precisos; a aquisição de dados sísmicos, para cujo processamento foram desenvolvidos algoritmos especiais; e a interpretação dos dados foram cuidadosamente avaliadas e acompanhadas.

Cinco planos de avaliação da extensão dos poços e dos volumes ali contidos foram solicitados à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para melhor orientar as estratégias da Petrobras, sem precipitações. Os planos terão cinco anos de duração e antecederão a declaração da comercialidade das reservas.

Testes de longa duração, como o que se iniciará em Tupi em março 2009, e a posterior fase-piloto, na qual a expectativa será produzir 100 mil barris de óleo equivalente e cerca de 3,5 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia a partir de dezembro de 2010, também foram rigorosamente planejados. O objetivo é que a entrada em produção de campos transcorra com absoluto conhecimento das variáveis envolvidas.

Desafios tecnológicos

Na província Pré-sal foi encontrado óleo leve

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”, informa o coordenador do programa, Cristiano Sombra.

O trabalho é árduo. “Para se ter uma idéia, basta dizer que o sal tem uma natureza plástica. Na medida em que é perfurado, suas tensões podem fazer com que um poço se feche e a coluna de perfuração fique presa. Ultrapassada a fase de perfuração e concluído o poço, faz-se descer um revestimento de aço no poço e o espaço existente entre o revestimento e a rocha perfurada é preenchido com um cimento especial. O sal pode danificar o aço. Para que isso não ocorra, estamos pesquisando materiais resistentes. Mas temos que ter o cuidado de atingir um equilíbrio, pois, por um lado, se o aço ou o revestimento pesarem muito, o navio-sonda que vai fazer tais materiais descerem ao poço poderá não ter capacidade para tanto; por outro, como a concessão obtida para se fazer um poço produzir pode durar 27 anos e ainda ser prorrogada, os materiais têm que durar”, explica Sombra.

Desafios econômicos

Tendo em vista que as atividades na nova fronteira exploratória irão demandar bilhões de dólares, a Petrobras terá uma atitude pioneira no trato de uma empreitada em larga escala. Contará com sócios no desenvolvimento da província Pré-Sal, ainda que tenha participação majoritária na maioria dos blocos. Os parceiros serão as empresas Amerada Hess, BG, Exxon, Partex, Petrogal-Galp, Repsol YPF Brasil e Shell. A lucratividade dos negócios é uma certeza para todos. Afinal, conforme afirma o gerente executivo de Exploração da Petrobras, Mario Carminatti, “foi descoberto óleo em todos os poços perfurados, o que significa, até agora, 100% de acerto em uma nova fronteira exploratória. Além disso, apenas em Tupi, estima-se em de cinco a oito bilhões de barris de óleo e gás natural o volume recuperável”.

Superação de desafios

A superação de tantos desafios compensa. Afinal de contas, o óleo encontrado na nova província descoberta é leve, de 28º API, com excelente qualidade e alto valor comercial. Além disso, o volume de óleo que se estima encontrar remunera quaisquer esforços. Tupi, por exemplo, tem reservas que lhe asseguram tratar-se de uma das maiores descobertas já realizadas no mundo nos últimos sete anos, as quais podem alçar o Brasil à condição de exportador de petróleo. Nesse contexto, cada desafio surgido é um estímulo a mais para que seja superado.

Presidente do Brasil (à esquerda) e presidente da Petrobras comemoram descobertas realizadas na província petrolífera Pré-Sal

Descobertas já feitas

Algumas acumulações e campos de petróleo já foram descobertos na província Pré-Sal. Por enquanto, Tupi, pelo volume recuperável estimado em de cinco a oito bilhões de barris de óleo e gás natural, destaca-se como o carro-chefe, podendo representar aumento de 50% nas reservas provadas brasileiras. Também já foram nomeadas as acumulações de Guará, Bem-Te-Vi, Carioca, Júpiter, Caramba e Iara.

A expectativa é de que as descobertas feitas na camada pré-sal na Bacia de Santos sejam mais significativas do que as já realizadas nas bacias de Campos e do Espírito Santo. Afinal, nessas duas bacias, a camada de sal se deslocou ao longo dos anos, fazendo com que o óleo subisse para reservatórios situados acima dela. Já na Bacia de Santos, a camada manteve-se praticamente intacta, preservando o óleo ali encontrado. A espessura da camada de sal na Bacia de Santos ultrapassa 2.000m. Já na Bacia de Campos, por exemplo, varia de 200 a 400m.

O Primeiro Óleo

Em 2 de setembro de 2008, foi extraído, do campo de Jubarte, na Bacia de Campos, o primeiro óleo da província Pré-Sal. O óleo foi obtido de um poço interligado à plataforma P-34, o FPSO Juscelino Kubitschek, tendo sido retirado de uma profundidade de 4.500m. O óleo, leve, de 28º API, tem alto valor comercial. A cerimônia de extração do óleo contou com a presença do presidente do Brasil, Luiz Inácio Lula da Silva e de representantes da área de Exploração e Produção da Petrobras. A capacidade máxima prevista para a produção de Jubarte na fase de testes será de 18 mil bpd. O Teste de Longa Duração deverá durar de seis meses a um ano, período em que será avaliado o comportamento do óleo, tanto no reservatório, quanto na planta de processo.

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