Perenco perfura no Espírito Santo

A Perenco planeja para 2011 a perfuração de dois poços exploratórios nos blocos BM-ES-37 e BM-ES-38, na Bacia do Espírito Santo. A campanha será realizada pela sonda Sovereign Explorer, da Transocean, que recentemente realizou campanhas para a Repsol e Shell no Brasil. A atividade está atualmente em fase de licenciamento ambiental.

O planejamento da área de E&P da petroleira contempla a perfuração de até cinco poços nos blocos da bacia. Para o segundo período exploratório das áreas, as campanhas de perfuração ganharão o reforço da sonda Deepwater Discovery, também da Transocean, que recentemente concluiu um poço para a Devon na Bacia de Campos.

No primeiro período exploratório, os dois poços que serão perfurados estarão em lâmina d´água entre de 500 m e 1.000 m, já no segundo período prevê-se que as locações estarão em áreas com lâmina d´água entre 500 m e 1.800 m.

Os blocos BM-ES-37, BM-ES-38, BM-ES-39, BM-ES-40 e BM-ES-41 estão localizados na Bacia do Espírito Santo, a uma distância mínima da costa da ordem de 74,56 km e em lâmina d´água de 100 m a 2.000 m.

O apoio marítimo à atividade será realizado pela base operada pela CPVV, localizada em Vila Velha (ES).

Fonte: http://www.clickmacae.com.br/

Pré-sal: E o Aquecimento Global?

O aquecimento global é o aumento da temperatura terrestre (não só numa zona específica, mas em todo o planeta) e tem preocupado a comunidade científica cada vez mais. Acredita-se que seja devido ao uso de combustíveis fósseis e outros processos em nível industrial, que levam à acumulação na atmosfera de gases propícios ao Efeito Estufa, tais como o Dióxido de Carbono, o Metano, o Óxido de Azoto e os CFCs.

Há muitas décadas que se sabe da capacidade que o Dióxido de Carbono tem para reter a radiação infravermelha do Sol na atmosfera, estabilizando assim a temperatura terrestre por meio do Efeito Estufa, mas, ao que parece, isto em nada preocupou a humanidade que continuou a produzir enormes quantidades deste e de outros gases de Efeito Estufa com o aumento do consumo de combustíveis fósseis.

A crescente preocupação é se os elevados índices de Dióxido de Carbono que se têm medido desde o século passado, e tendem a aumentar, podem vir a provocar um aumento na temperatura terrestre suficiente para trazer graves conseqüências à escala global, pondo em risco a sobrevivência dos seus habitantes.

Desde 1850, época do início do uso comercial do petróleo, temos assistido a um aumento gradual da temperatura global. Segundo as medições da temperatura desde épocas anteriores quando se fizeram os registros das temperaturas em várias áreas de globo, as medidas puderam ser feitas a partir dos anéis de árvores, de sedimentos em lagos e nos gelo. O aumento de 2 a 6 ºC que se prevê para os próximos 100 anos seria maior do que qualquer aumento de temperatura alguma vez registrada desde o aparecimento da civilização humana na Terra. Desta forma torna-se assim quase certo que o aumento da temperatura que estamos enfrentando é causado pelo Homem e seus combustíveis fósseis, e não se trata de um fenômeno natural.

Neste aspecto fica a pergunta: Considerando este quadro ambientalmente degradado, e a conscientização crescente dos países em redução das poluições e emissões, conforme acordado no Protocolo de Kyoto, para a redução das emissões de gases causadores de efeito estufa, causado pelo consumo excessivo de combustíveis fósseis, será que nos próximos 8 ou 10 anos todo este óleo da camada pré-sal será tão valioso que justifique um investimento tão elevado?

Fonte: http://www.nicomexnoticias.com.br/

O QUE É A RECICLAGEM

Você sabia que várias coisas que já não tem mais utilidade podem ser reaproveitadas? Pois é, isso se chama reciclagem! A reciclagem é um conjunto de técnicas que tem o objetivo de aproveitar os restos e reutilizá-los no processo de produção de que saíram. Eles são desviados, coletados, separados e processados para serem utilizados como matéria-prima na fabricação de novos produtos.

Cada brasileiro produz cerca de 500 gramas de lixo por dia. Olhando assim, parece pouco, mas somando a população brasileira você vai ver que todo esse lixo se transforma em um enorme bolo de milhões de toneladas. Quando o caminhão de lixo passa para recolher os sacos, ele é levado para um terreno chamado de aterro sanitário ou lixão.

Porém devido o aumento da população, a quantidade de lixo também aumenta e isso está fazendo com que não haja mais espaço para tanto lixo. Na natureza, toda a matéria orgânica viva se decompõe rapidamente e ainda ajuda a tornar a terra mais fértil para alimentar novo seres que virão. Mas com os seres humanos é diferente, porque são os únicos seres vivos que produzem coisas artificiais e algumas delas, como latas de refrigerante, plástico e vidro levam uma eternidade para se decompor.

A reciclagem começa dentro de casa, pois é necessária a separação e preparação do lixo. Por exemplo: As pilhas não devem ser misturadas com o lixo comum (restos de comida), pois terem substâncias tóxicas. O lixo deve ser separado e marcado como lixo reciclável; o plástico, o papel, o vidro e o metal.

Daí quando tudo estiver corretamente separado, é só levar para os Pontos de Entrega Voluntária (P.E.V.), espalhados pelas cidades do Brasil. Ou então, você pode levar para o local mais próximo da sua casa onde existem aquelas latas grandes e coloridas com os símbolos de cada material.

Fonte: http://www.nicomexnoticias.com.br/

Pré-sal - E a Renovação da Matriz Energética Nacional?

Não restam dúvidas que as descobertas de petróleo na camada pré-sal são de grande importância estratégica para o Brasil. Todavia, a exploração do pré-sal pode levar a um retrocesso na matriz energética nacional, intensificando o uso do petróleo e invalidando todos os esforços realizados até o momento para transformar esta matriz em uma das mais limpas do mundo.

São poucos os exemplos de países em desenvolvimento com grandes excedentes de petróleo que escaparam à tentação populista de subsidiar os preços dos derivados. É ainda menor o número de países que se desenvolveram com base unicamente na produção de recursos naturais.

Espera-se que o Brasil não adote políticas desse tipo e acabe em situação similar à da Venezuela, que, ao subsidiar os preços internos dos derivados de petróleo, inviabilizou o desenvolvimento de outras fontes de energia e de sua própria economia. Com isso, apenas 27% da sua matriz energética é ocupada por fontes renováveis. Enquanto isso, a Noruega, que é citada como paradigma a ser seguido, possui 68% de sua matriz composta por fontes renováveis e apenas 22% por petróleo. A Noruega exporta grande parte de sua produção de petróleo, pratica preços internos alinhados aos internacionais e direciona a renda petrolífera a um fundo soberano que hoje tem US$ 400 bilhões.

A construção de seis refinarias ameaça os avanços em energias e combustíveis alternativos, pois provavelmente os derivados por elas produzidos para exportação podem não ocorrer, uma vez que mercado mundial de derivados apresenta sazonalidades no consumo e volatilidade de preços. Isso faz com que, dependendo do momento, essas refinarias fiquem ociosas. Nessa situação poderia ser mais interessante para o governo inundar o mercado interno com derivados a preços artificialmente baixos, trazendo enormes prejuízos aos investidores das demais energias e combustíveis alternativos, no momento incentivados pelo próprio governo. Essa ameaça torna-se ainda concreta se houver políticas governamentais populistas de subsídios aos derivados.

O Brasil possui uma matriz energética das mais diversificadas e limpas do mundo. Portanto, devem-se envidar esforços para incrementar a utilização desta vantagem comparativa na produção de energias renováveis, em especial do etanol e biodiesel, reservando os recursos petrolíferos para exportação após atender ao mercado interno a preços nivelados com os internacionais. Esta meta somente será alcançada se forem estabelecidas políticas energéticas com visão de longo prazo, que estimule a diversificação da matriz, privilegiando o consumo de fontes renováveis de energia. Mas será esse é o caminho a ser seguido?

Fonte: http://www.nicomexnoticias.com.br/

AGGREKO NEGOCIA FORNECIMENTO DE GERADORES MOVIDOS A GÁS

Cada vez mais o gás natural tem sido utilizado como fonte de energia pela indústria brasileira. Assim como o recente anúncio da primeira termelétrica movida por gás natural lançado na última semana no Espírito Santo, a Aggreko, companhia que atua no mercado de fornecimento de soluções temporárias de energia, divulgou que está em negociação com o mercado internacional para prover geradores movidos a gás

Segundo informações da empresa, o Comitê de Desenvolvimento de Energia de Bangladesh anunciou que pretende contratar a Aggreko para o fornecimento de energia emergencial adicional de 150 MW. O novo contrato proposto, avaliado em aproximadamente US$180 milhões, trata-se de uma planta de energia gerada a gás e valerá por três anos. O contrato será efetivado seguindo os procedimentos e aprovações costumeiros de Bangladesh.

A oportunidade de fornecer uma usina a gás surgiu após falha ocorrida em uma grande turbina de gás em Bangladesh. Utilizando uma planta temporária da Aggreko, o Comitê divulgou que pretende minimizar a interrupção causada pela perda de capacidade de geração enquanto a nova capacidade permanente não entra em atividade.

Para o Diretor Executivo da Aggreko, Rupert Soames, essa negociação é de suma importância para o posicionamento da empresa no mercado. “Estamos bastante satisfeitos que o Comitê de Bangladesh tenha demonstrado sua confiança contínua na habilidade da Aggreko em entregar energia confiável em um curto espaço de tempo. Com 150 MW, esta planta será a maior instalação de geradores movidos a gás da nossa empresa e ressalta a importância desta nova linha de produto” – disse o executivo.

Vantagens do gás

Quanto às vantagens do uso do gás natural em um processo de geração de energia, a assessoria de imprensa da Aggreko explicou ao NN, que o combustível é o item mais caro e o gás natural permite a utilização de uma fonte de energia de alta eficiência que é financeiramente mais econômica. “A locação dos geradores movidos à gás, além da redução de emissões de gases poluentes na atmosfera, representa uma economia de até 50% no custo da operação” – destacou.

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GNV BUSCA RETOMAR CRESCIMENTO

O Brasil possui a segunda maior frota de automóveis movidos a Gás Natural Veicular (GNV) do mundo. A conquista é fruto de políticas de estímulo ao uso do combustível alternativo, que se tornou febre no país no início dessa década, quando cerca de 600 carros eram convertidos por dia. Mas nos últimos dois anos, o setor sofreu uma queda significativa crescendo apenas 3% em 2009 e até novembro de 2010, as conversões não chegaram a 30 mil, totalizando 1,6 milhão de veículos à gás, segundo o Instituo Brasileiro do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP).

O crescimento do setor tem sido bastante prejudicado pela baixa competitividade do preço do gás perante combustíveis concorrentes, seja etanol ou a gasolina. O coordenador do Comitê de GNV do IBP, Rosalino Fernandes, estimou na sexta-feira (7), em entrevista à Agência Brasil, que o país poderia economizar até 50% nas importações de óleo diesel caso o gás natural fosse adotado pelos veículos pesados. Números da Agência Nacional do Petróleo (ANP) mostram que, em 2010, o Brasil importou cerca de 48 milhões de barris de petróleo equivalentes em óleo diesel, ao custo de US$ 4,332 bilhões.

Fernandes apontou a necessidade de o Brasil investir na infraestrutura de gasodutos, de modo a expandir a rede que recebe o gás em alto mar e o leva para os pontos de consumo. “Os gasodutos precisam ser expandidos para o interior”, disse ele. De acordo com a Agência Nacional do Petróleo (ANP), a média de preços dos combustíveis praticados atualmente no país é de R$ 1,545 para o metro cúbico de gás natural veicular; de R$ 1,827 para o litro de etanol e de R$ 2,598 para o de gasolina. Com base nesses preços, Fernandes revelou que o custo para o consumidor é de R$ 0,12 por quilômetro rodado com GNV e de R$ 0,26 com etanol

No Rio Grande do Sul, mercado cresceu

Enquanto no restante do país a venda de Gás Natural Veicular (GNV) apresentou retrocesso de 8,12% até novembro de 2010, segundo dados da Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), no Rio Grande do Sul o mercado cresceu 3,7%. A venda de GNV no Estado atingiu marca histórica em dezembro, quando foram fornecidos pela Companhia de Gás do Estado (Sulgás) 243 mil m³/dia do combustível, o maior volume de GNV já comercializado em território gaúcho.

Contribuíram para essa inversão de tendência as ações comerciais que vêm sendo praticadas pela Sulgás nos últimos dois anos para consolidar o mercado do GNV no Estado. Entre elas, a estabilidade do preço do combustível, os investimentos na ampliação da rede, o projeto de interiorização através do gás natural comprimido, e o Programa Sinal Verde para a Economia, que visa estimular as conversões de veículos para o GNV, que será prorrogado até o dia 31 de março.

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Pré-sal: É possível o equilíbrio?

A energia renovável é aquela que é obtida de fontes naturais capazes de se regenerar, e, portanto virtualmente inesgotáveis, ao contrário dos recursos não-renováveis, como o caso do petróleo, gás natural e carvão mineral.

As energias renováveis são conhecidas pela imensa quantidade de energia que contêm, e porque são capazes de se regenerar por meios naturais, sendo consideradas como energias alternativas ao modelo energético tradicional, tanto pela sua disponibilidade (presente e futura) garantida, como pelo seu menor impacto ambiental.

Diferentemente, os combustíveis fósseis precisam de milhares de anos para a sua formação, e, portanto são fontes não-renováveis de energia, não sendo possível repor o que for gasto. Em algum momento, por maiores que sejam as reservas, este combustível fóssil irá acabar e podem ser necessários milhões de anos de evolução semelhante para poder contar novamente com eles. São aqueles cujas reservas são limitadas e estão sendo devastadas com a utilização.

Os combustíveis renováveis são aqueles que usam como matéria-prima elementos renováveis para a natureza. Os maiores exemplos são a cana-de-açúcar, utilizada para a fabricação do álcool e também de vários outros vegetais como as diversas oleaginosas utilizadas para a fabricação do biodiesel ou outros óleos vegetais que podem ser usados diretamente em motores diesel com algumas adaptações.

Temos assim um dilema que somente será lembrado no futuro. Apostar altos investimentos na produção de petróleo do pré-sal, correndo o risco deste petróleo não ter valor comercial atrativo daqui a uma década, ou deve-se buscar o equilíbrio de investimentos em energias alternativas, proporcionando a segurança energética necessária para o crescimento do país?

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ES RECEBE MAIOR EQUIPAMENTO PARA ESCOAMENTO DE GÁS NATURAL

O maior equipamento utilizado para o escoamento da produção de gás natural já fabricado no Brasil foi transportado na última semana, para o Espírito Santo, conforme comunicado pela multinacional norueguesa Aker Solutions. Segundo a empresa, o equipamento, chamado Pipeline End Manifold (Plem), é uma estrutura de grande porte, que serve para interligar diversos campos produtores de gás natural, localizados no fundo do mar.

Em entrevista ao Nicomex Notícias, o presidente da divisão Subsea na América do Sul da Aker Solutions, Marcelo Taulois, explicou que o Plem é uma estrutura que recebe linhas de campos, neste caso do Parque das Baleias, Jubarte, BC-10, Cachalote, Catuá e Baleia Azul e combina estas linhas em uma linha de saída com maior diâmetro que vai para a terra.

“É de extrema importância sua funcionalidade na operação, pois elimina a necessidade de termos várias linhas chegando onshore. Também permite ligação entre os campos, passagem de pig e monitoramento através de um sofisticado sistema de controle submarino” – afirma o executivo que observa que houve no cenário nacional um aumento significativo na demanda de equipamentos submarinos para exploração de gás, principalmente na região do Espírito Santo.

Queima de gás

A Aker Solutions informou ainda que o transporte deste equipamento precisou ser feito ainda neste mês de janeiro porque a concessão de queima de gás da plataforma P-57 se esgota após 90 dias do início da produção, que foi em dezembro do ano passado. Ou seja, até 5 de março deste ano, a Agência Nacional de Petróleo permite que seja queimado o gás oriundo da produção do petróleo, até que os sistemas da plataforma sejam comissionados e a produção de gás seja suficiente para partir os compressores e iniciar a exportação de gás.

Esse compromisso de entrega do equipamento no Porto de Paranaguá antes do dia 7 de fevereiro e a instalação até o dia 20 de fevereiro vem atender uma exigência da ANP, que tem sido mais rígida com as empresas de petróleo do mercado na questão da queima de gás oriundo da atividade exploratória. Esta é uma questão entre operadora e agência reguladora. Mas é fato de que existe um movimento muito forte global quanto a queima Zero de gás em unidades de produção e no Brasil, entendemos que esta consciência existe em ambas entidades” – destaca Marcelos Taulois ao NN.

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CONSUMO DE GÁS NATURAL CRESCE IMPULSIONADO PELAS TERMELÉTRICAS

Impulsionado pela demanda das termelétricas, o consumo de gás natural aumentou 42,5% em dezembro de 2010 na comparação com o mesmo mês de 2009, de 36,5 milhões de metros cúbicos por dia para 52,02 milhões de metros cúbicos. A informação foi dada pela Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás) na última quarta-feira (2). O forte aumento se explica pela decisão do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) de usar as térmicas para recuperar o nível dos reservatórios das hidrelétricas, que estava baixo no final de 2010.

Porém, o volume verificado em dezembro de 2010 é 36,6% inferior aos 23,52 milhões de metros cúbicos por dia de novembro de 2010, o que sinaliza a menor necessidade do uso das termelétricas para poupar os reservatórios e garantir a segurança do abastecimento de energia elétrica. A exemplo dos meses anteriores, o ponto negativo é a nova retração nas vendas de gás natural veicular (GNV). Nesse intervalo, a diminuição do consumo foi de 6,1%, para 5,70 milhões de metros cúbicos por dia, refletindo a menor competitividade frente ao etanol e à gasolina.

Com menor peso, o chamado mercado não térmico (indústrias, residências, comércio, gás natural veicular, cogeração, etc) contribuiu para o crescimento do consumo. No ranking estadual de vendas, as concessionárias do Rio de Janeiro lideraram em dezembro de 2010, com um volume de 16,8 milhões de metros cúbicos por dia. Em segundo lugar ficou o Estado de São Paulo, com 14,46 milhões de metros cúbicos por dia, seguido pela Bahia, com 3,99 milhões, pelo Espírito Santo, com 2,94 milhões, e por Minas Gerais, com 2,91 milhões de metros cúbicos por dia.

Recorde na produção

O Brasil bateu recorde na produção de gás natural totalizando 69 milhões de metros cúbicos ao dia, conforme informou a Agência Nacional do Petróleo (ANP), na segunda-feira (31). O resultado foi conseqüência, em parte, da exploração no campo de Rio Urucu, no Estado do Amazonas, onde se concentram cinco dos 30 campos de maior produção de gás natural do país, índica a agência reguladora.

Mais de 92% da produção de petróleo e gás natural vem de campos operados pela Petrobras, que tem ações negociadas nas bolsas de São Paulo, Nova York (EUA), Madri (Espanha) e Buenos Aires (Argentina). Dos 20 maiores campos produtores de petróleo e gás natural, em barris equivalentes, só dois são operados por empresas estrangeiras: Frade (Chevron) e Ostra (Shell). Ambos ficam na bacia marinha de Campos, em frente ao litoral norte do estado do Rio de Janeiro.

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Prospecção de petróleo no mar

Algumas pessoas dizem que o dinheiro faz o mundo girar. Outras acreditam que o ingrediente essencial é o amor, ou até a música. Mas o que quer que leve a humanidade a persistir dia após dia, nossa dependência quanto aos combustíveis fósseis deixa uma certeza: a graxa que lubrifica o giro do planeta é o petróleo.

Consumimos mais de 80 milhões de barris de petróleo ao dia. Para atender a essa demanda por combustíveis fósseis, as empresas petroleiras vasculham constantemente o planeta em busca de novas reservas. Como os oceanos recobrem três quartos da superfície da Terra, boa parte dessas reservas está sob a água.

Atingir esses locais de perfuração submarinos representa um grande desafio. Afinal, perfurar em terra já é bem complicado. Então, como fazer isso nas profundezas do mar e transportar o petróleo em estado líquido, gasoso ou sólido de volta à superfície? Como impedir que ele polua o oceano? E como fazer tudo isso, com toneladas de equipamento, em meio ao mar bravio?

Para superar esses obstáculos, as empresas petroleiras investiram bilhões no desenvolvimento de plataformas de petróleo offshore para a perfuração do leito do mar em busca de petróleo. A primeira delas foi construída em 1897, na ponta de um cais na Califórnia. Nos anos que se seguiram, os exploradores de petróleo avançaram mais e mais no oceano, primeiro em píeres e depois em ilhas artificiais. Em 1928, um empresário petroleiro do Texas criou a primeira plataforma móvel para prospectar em terras alagadas. A estrutura era pouco mais que uma balsa com uma torre de perfuração no topo, mas determinou o modelo para as décadas seguintes.

Nos anos que se seguiram, as empresas petroleiras avançaram mais e mais pelo oceano. Em 1947, um consórcio de companhias construiu a primeira plataforma que não se podia avistar da terra, no Golfo do México. Mesmo no Mar do Norte, onde o clima quase sempre é instável, há hoje muitas plataformas petroleiras.

As plataformas petroleiras modernas são estruturas verdadeiramente gigantescas. Algumas são como cidades flutuantes, que empregam e abrigam centenas de pessoas. Outras instalações imensas de produção ficam no topo de torres submarinas que descem até 1,2 mil metros sob o mar - muito mais altas que os mais ambiciosos arranha-céus do planeta. Em um esforço para satisfazer sua dependência dos combustíveis fósseis, os seres humanos construíram algumas das maiores estruturas flutuantes do planeta.

Nos próximos artigos, examinaremos como as empresas petroleiras vasculham o planeta em busca do ouro negro enterrado, e que métodos empregam para extraí-lo.

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EXXON EXPERIMENTA DIFICULDADES DO PRÉ-SAL

Em um terreno no qual a Petrobras e outras empresas privadas, como a OGX, recorrentemente anunciam sucessos na descoberta de petróleo, a norte-americana Exxon Mobil contabilizou o que pode ser o primeiro grande fracasso na exploração do pré-sal. A petrolífera registrou como perda, em seu balanço do quarto trimestre de 2010, dois poços perfurados na Bacia de Santos, sob a justificativa de que não continham reservas comerciais de óleo ou gás natural.

O bloco em questão é o BM-S-22, do qual a Exxon é operadora e tem parceria com Hess e Petrobras. Apesar da possibilidade de se configurar um fracasso, a ponto de levantar a questão da certeza do sucesso nas águas profundas do pré-sal, os poços da empresa norte-americana se localizam perto de grandes descobertas da Petrobras – como Carioca e Guará – o que pode ser um alento para a Exxon. “Estes reservatórios estão associados às incertezas da sua existência e da estrutura armazenadora de óleo e/ou gás, ao seu tamanho e sua complexidade. Existem, também, as incertezas relacionadas à aquisição dos dados de geologia, geofísica e engenharia e as condições operacionais do campo”, explica Alice Souza, professora da área de Engenharia de Reservatórios da Estácio de Sá, ao Nicomex Notícias.

Segundo Alice, no caso da Exxon Mobil, a empresa gerou despesas com poços, que não eram comercialmente viáveis, nas condições de operação das camadas do pré-sal. Para ilustrar essa equação comercial, ela ressalta que a Petrobras, mesmo que com participação mínima, para viabilizar a exploração de um reservatório e decidir implementar ou não o projeto de produção, toma como fator decisivo a quantidade e a qualidade dos fluidos a ser extraída.

De acordo com o plano de avaliação do bloco previa a perfuração inicial de quatro poços. Destes, três já foram concluídos. O último deles foi o Sabiá-1. Os dois anteriores também foram reconhecidos como despesa. “O risco financeiro do pré-sal está associado ao alto custo da perfuração em grandes profundidades nos reservatórios de rochas carbonáticas, com uma condição geológica de poço muito diferente dos arenitos conhecidos”, diz a professora da Estácio.

Características especiais

Alice explica que as empresas devem levar em consideração que as condições de exploração no pré-sal são bastante distintas das já conhecidas. Trata-se de um conjunto de características exploratórias diferenciado, tais como a profundidade, a camada de sal a ser atravessada, as condições geológicas do poço, o alto grau de heterogeneidade do carbonato, além do alto custo da perfuração e a logística das operações. Entretanto, há um contraponto às adversidades: “A tecnologia desenvolvida superou os obstáculos enfrentados, iniciando uma nova etapa de superação de desafios na exploração de petróleo”, afirma ela.


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A procura por combustíveis fósseis

Embora os combustíveis fósseis só tenham se tornado a força motora da civilização humana nos dois últimos séculos, o petróleo e o gás natural já vinham sendo encontrados na superfície da Terra há milhões de anos. Os conquistadores espanhóis viram petróleo subindo à superfície do Golfo do México no século 16, e os chineses já escavavam à sua procura no ano 347. Para localizar indícios ainda mais antigos, não é preciso olhar mais longe que os animais pré-históricos que tiveram o azar de serem consumidos pelos poços de piche existentes em alguns lugares do planeta.

No entanto, a maior parte do petróleo do planeta está aprisionada entre os 150 e os 7.500 metros, sob terra e rochas. Todo esse petróleo começou em forma de pequenas plantas e animais chamados plâncton, que morreram nos mares da antiguidade, entre 10 milhões e 600 milhões de anos atrás. Essa matéria em decomposição se acumulou no piso do oceano e, com o tempo, ficou recoberta de areia e lama. No ambiente sem oxigênio, aconteceu um processo semelhante a um cozimento lento. Milhões de anos de calor e de pressão acabaram transformando a matéria orgânica em vastos depósitos de petróleo sólido, líquido e gasoso, aprisionado em armadilhas sob camadas espessas de rocha. O petróleo líquido é conhecido como petróleo e o gasoso como gás natural. O petróleo sólido surge em depósitos na forma de xisto betuminoso ou areia betuminosa.

Seria desnecessário dizer que esses depósitos de combustível não começam a borbulhar na superfície sempre que se acerta um tiro de espingarda no chão, como se vê no filme "A família Buscapé". Os geólogos estudam traços de superfície e mapas via satélite, e chegam a usar um aparelho conhecido como gravímetro, que detecta sutis variações da gravidade capazes de indicar a presença de um fluxo subterrâneo de petróleo. Nem todas essas opções são especialmente viáveis, porém, se o terreno que estiver sendo prospectado se localiza milhares de metros abaixo das ferozes ondas do mar isso pode ser possível.

Quando buscam combustíveis fósseis no mar, os geólogos petroleiros empregam equipamento de busca especial que detecta traços de gás natural na água marinha. Mas como esse método só ajuda a localizar depósitos que vazam, as grandes empresas petroleiras dependem de dois outros métodos para localizar as armadilhas.

Quando próximas à superfície, certas rochas afetam o campo magnético da Terra. Usando equipamento de levantamento magnético, um navio pode passar sobre uma área e mapear as anomalias magnéticas que venha a encontrar. Essas leituras ajudam geólogos a localizar sinais indicadores de armadilhas submarinas.

Os pesquisadores também podem detectar possíveis armadilhas por meio de sensores sísmicos. O método, conhecido como sparking, envolve o envio de ondas de choque pela água e para o piso do oceano. O som viaja em velocidades diferentes através de tipos diferentes de rochas. Caso a onda de choque localize mudança nas camadas rochosas, ela retorna e é captada por hidrofones que o navio de pesquisa arrasta pela água em sua esteira. Com a ajuda de computadores, os sismologistas podem analisar a informação e localizar possíveis armadilhas.

Os navios de pesquisa utilizam canhões de ar comprimido e explosivos para causar as ondas de choque. Entre os dois métodos, os canhões causam menos ameaças à fauna marinha, mas até mesmo a poluição acústica representa ameaça para animais com senso sísmico tão agudo quanto a baleia azul, uma espécie em risco.

O que acontece depois que uma equipe detecta depósitos de petróleo submarinos? Bem, é hora de marcar as coordenadas no GPS, deixar uma bóia sinalizadora e obter licença do governo para prospecção exploratória que permita avaliação.

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Perfuração prospectiva

Mesmo que sejam enviadas ondas sonoras de choque pelo piso do oceano o dia inteiro, chegará o momento em que será necessário escavar um pouco, se deseja determinar a presença de petróleo explorável. Para cuidar da tarefa, as empresas petroleiras enviam uma plataforma móvel de prospecção para realizar perfurações prospectivas no local. Algumas delas são instaladas em navios, outras precisam ser rebocadas ao local por embarcações.

Uma plataforma de perfuração prospectiva normalmente escava quatro poços de prospecção no local de um suposto depósito, cada qual requerendo de 60 a 90 dias de trabalho. Os geólogos escavam inicialmente para obter uma amostra de núcleo. O princípio é semelhante ao de enfiar um tubo oco em um bolo de aniversário e removê-lo. Seria possível examinar o cilindro e descobrir de que são feitas as diferentes camadas do bolo. Essa é uma maneira de descobrir sem cortar uma fatia.

Os geólogos petroleiros procuram sinais de petróleo, o que eles denominam de show. Assim que descobrem um show, a perfuração pára e os geólogos conduzem testes adicionais para garantir que a qualidade e a quantidade de petróleo disponível justificam trabalho adicional. Em caso positivo, eles escavam poços adicionais para substanciar as descobertas.

Assim que os geólogos estabelecem o valor de um depósito de petróleo, é hora de escavar um poço de produção e começar a extrair a riqueza. Um poço médio dura de 10 a 20 anos antes que deixe de ser lucrativo, de modo que as plataformas offshore são construídas para longas estadias. Elas geralmente são fixadas diretamente ao piso oceânico por fundações de metal ou concreto e cabos de amarração.
Elas precisam ficar o mais estacionária possível durante as perfurações, não importando a instabilidade do clima.

Uma plataforma pode servir para explorar até 80 poços, ainda que nem todos fiquem em posição vertical. A perfuração direcional permite que plataformas de petróleo criem poços em diagonal no piso do oceano, a fim de explorar depósitos a quilômetros de distância.

Mesmo depois que os poços se esgotam, as plataformas de produção offshore freqüentemente encontram vida nova como centro logístico para plataformas próximas, que enviam petróleo para a lá a fim de ser armazenado ou processado.

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A FORMAÇÃO DA JAZIDA

A idade do nosso planeta, a Terra, é calculada em bilhões de anos. As jazidas de petróleo, não tão idosas, também têm idades fabulosas, que variam de um a quatrocentos milhões de anos. Durante esse período, aconteceram grandes e inúmeros fenômenos, como erupções vulcânicas, deslocamento dos pólos, separação dos continentes, movimentação dos oceanos e ação dos rios, acomodando a crosta terrestre.

Com isso, grandes quantidades de restos vegetais e animais se depositaram no fundo dos mares e lagos, sendo soterrados pelos movimentos da crosta terrestre sob a pressão das camadas de rochas e pela ação do calor. Esses restos orgânicos foram se decompondo até se transformarem em petróleo.

Aos detritos de rochas, resultante da erosão da crosta terrestre pela ação da natureza dá-se o nome de sedimentos. Por longo tempo, os sedimentos foram se acumulando em camadas, dando origem às rochas sedimentares. As diversas camadas dessas rochas formam as bacias sedimentares.

O petróleo só poderá ser encontrado em áreas onde houve acumulação de restos orgânicos e rochas sedimentares. Todavia, depois de formado, o petróleo não se acumula na rocha em que foi gerado. Ele passa através dos poros das rochas, até encontrar outra rocha que o aprisione, formando a jazida.

A jazida é, então, uma rocha cujos poros são ocupados pelo petróleo. No entanto, isso não significa que toda rocha sedimentar contenha uma jazida. Sua busca é tarefa árdua, difícil e exige muita paciência.

Fonte: http://www.nicomexnoticias.com.br/

Prospecção submarina

O desafio na perfuração submarina é transferir todo o petróleo e o gás natural do ponto A ao ponto B sem perdê-lo e sem poluir o oceano. Como escavar um túnel ao fundo da Terra sem que ele seja invadido pela água ou o petróleo escape para o mar?

Para garantir perfuração correta, os engenheiros conectam o local da escavação à plataforma por meio de um molde de escavação submarina. Embora a forma possa variar dependendo das condições exatas do piso oceânico, o molde de perfuração basicamente representa uma grande caixa metálica com furos que marcam o local de cada poço de produção.

Como os poços de produção muitas vezes precisam descer quilômetros pela crosta da Terra, a broca consiste em múltiplos tubos de escavação com comprimento de nove metros, que são parafusados juntos e formam um conjunto de perfuração. Uma plataforma giratória permite a rotação do conjunto de perfuração e, na ponta oposta, uma broca esmaga e penetra na crosta da Terra. A ponta consiste em uma broca simples dotada de diamantes industriais ou de um trio de brocas interligadas dotadas de dentes de aço. Nas semanas ou meses de trabalho requeridos para chegar a um depósito de petróleo, a ponta pode perder o corte e requerer substituição. Entre a plataforma e o piso do oceano, todo o equipamento desce por um tubo flexível conhecido como ascensor marítimo.

À medida que o buraco da escavação se aprofunda, os operadores enviam um constante fluxo de lodo de prospecção pelo canal escavado, na direção da broca. Depois, esse lodo reflui na direção da plataforma. O espesso fluido consiste em argila, água, baritina e uma mistura de produtos químicos especiais. O lodo de perfuração lubrifica a broca, sela as paredes do poço e controla a pressão em seu interior. Além disso, à medida que a broca despedaça rochas, os fragmentos resultantes ficam suspensos no lodo e deixam o poço com o refluxo. Na superfície, um sistema de circulação filtra o lodo antes de enviá-lo de volta poço abaixo.

O lodo de perfuração serve como primeira linha de defesa contra as altas pressões subterrâneas, mas continua a haver risco de erupção de fluido no poço. Para impedir que isso aconteça, as empresas petroleiras usam um sistema de prevenção de erupção (BOP) no piso do mar. Caso o óleo pressurizado e o gás natural subam pelo poço, o BOP os sela com válvulas hidráulicas e aríetes. Em seguida, o fluxo de fluidos é redirecionado para sistemas especiais de contenção.

O processo de perfuração acontece em fases. O furo de superfície inicial, de cerca de 45 centímetros de diâmetro, estende-se de algumas centenas a alguns milhares de metros. Depois, os engenheiros removem o conjunto de perfuração e enviam segmentos ocos de tubos metálicos conhecidos como revestimento. Assim que o revestimento está cimentado no lugar certo, o tubo condutor reveste o buraco e impede desabamento e vazamentos. Na fase seguinte, uma broca de 12 centímetros escava ainda mais fundo. Depois, o conjunto de perfuração é revestido uma vez mais e o revestimento de superfície é instalado. O trecho final, ou furo inferior, é revestido com revestimento intermediário. Ao longo do processo, um aparelho conhecido como compactador percorre o poço, expandindo-se contra as paredes para garantir que todo o trajeto esteja selado.

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PRODUZINDO O PETRÓLEO

Revelando-se comercial a descoberta na fase de Exploração, começa a fase da Produção naquele Campo. Nesta fase, o óleo pode vir à superfície espontaneamente, impelido pela pressão interna dos gases. Nesses casos temos os chamados Poços Surgentes. Para controlar esse óleo usa-se, então, um conjunto de válvulas denominado Árvore de Natal.

Quando, entretanto, a pressão fica reduzida, são empregados processos mecânicos, como o Cavalo de Pau, equipamento usado para bombear o petróleo para a superfície, além de outros. Os trabalhos em mar seguem os mesmos critérios aplicados em terra, mas utilizam equipamentos especiais de perfuração e produção: as Plataformas e os Navios-Sonda.

Junto à descoberta do petróleo pode ocorrer, também, a do Gás Natural. Isso acontece, principalmente, nas bacias sedimentares brasileiras, onde o gás natural, muitas vezes, encontra-se dissolvido no petróleo, sendo separado durante as operações de produção. Tecnicamente chama-se a isto de Gás Associado ao petróleo. O petróleo e o gás descobertos não são totalmente produzidos.

Boa parte deles fica em disponibilidade para futuras produções, em determinado momento. São chamadas Reservas de Petróleo e de Gás. Dos campos de produção, seja em terra ou mar, o petróleo e o gás seguem para o parque de armazenamento, onde ficam estocados. Este parque é uma grande área na qual se encontram instalados diversos tanques que se interligam por meio de tubulações.

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INVESTIMENTOS EM GÁS NATURAL NO BRASIL

O baixo preço do produto e a dependência do gás importado são apontados como inibidores de novos investimentos. A insegurança provocada pelo rápido crescimento da demanda e interrupções intermitentes no fornecimento boliviano após o processo de produção do gás na Bolívia levaram a Petrobras a investir mais na produção nacional e na construção de infra-estrutura de portos para a importação de GNL (Gás Natural Liquefeito).

Principalmente depois dos cortes ocorridos durante uma das crises resultantes da longa disputa entre o Governo Evo Morales e os dirigentes da província de Santa Cruz, a Petrobras foi obrigado a reduzir o fornecimento do produto para as distribuidoras de gás do Rio de Janeiro e São Paulo no mês de novembro de 2006.

Assim, apesar do preço relativamente menor do metro cúbico de gás importado da Bolívia, a necessidade de diminuir a insegurança energética do Brasil levou a Petrobras a decidir por uma alternativa mais cara, porém mais segura: a construção de terminais de importação de GNL no Rio de Janeiro e em Pecém, no Ceará.

Ambos os terminais já começaram a funcionar e permitem ao Brasil, importar de qualquer país praticamente o mesmo volume de gás que hoje o país importa da Bolívia. Para ampliar ainda mais a segurança energética do Brasil, a Petrobras pretende, simultaneamente, ampliar a capacidade de importação de gás construindo novos terminais de GNL no sul e sudeste do país até 2012, e ampliar a produção nacional de gás nas reservas da Santos.

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Encontrando petróleo

Assim que a broca atinge o petróleo, uma porção final de revestimento conhecida como revestimento de produção é instalada até o fundo do poço. Essa seção termina em uma tampa sólida, o que fecha o poço em relação ao reservatório de petróleo que o cerca.

Pode parecer estranho selar o acesso à presa que acaba de ser atingida, mas o objetivo não é simplesmente fazer com que o petróleo e gás pressurizados ascendam à superfície, mas controlar o fluxo. Engenheiros enviam explosivos para perfurar o revestimento de produção em diferentes profundidades a fim de permitir que o petróleo penetre no poço. Isso permite que o petróleo e o gás natural cheguem à superfície sob menos pressão, e não como um jato explosivo à maneira de um gêiser.

Inicialmente, a pressão natural do reservatório subterrâneo de petróleo é suficiente para empurrar fluidos e gás para a superfície. Mais tarde, porém, essa pressão se reduz e o uso de uma bomba ou de injeções de gás natural, petróleo ou água são requeridas para conduzir petróleo à superfície. Ao acrescentar água ou gás ao reservatório, os engenheiros são capazes de elevar sua pressão, fazendo com que o petróleo volte a ascender. Em alguns casos, ar comprimido ou vapor é enviado poço abaixo para aquecer o petróleo restante, o que também aumenta a pressão.

Se aquilo que surgir dos poços for petróleo puro, depois disso basta apenas colocá-lo em reservatórios. Mas não é o que normalmente acontece e é por isso que as plataformas de perfuração offshore muitas vezes contam também com instalações completas de produção. O líquido que sobe à plataforma é uma mistura de petróleo cru, gás natural, água e sedimentos. A maior parte do trabalho de refino de petróleo acontece em terra, mas as empresas petroleiras ocasionalmente utilizam navios-tanques modificados para tratar e armazenar petróleo em alto mar. O processo remove as substâncias indesejadas do petróleo, antes do refino.

O gás natural se divide em duas categorias: seco e molhado. O gás natural molhado contém diversos líquidos vaporizados que precisam ser removidos por filtragem antes que se possa transportá-los. O gás natural seco, por outro lado, está livre desses poluentes. A essa altura, oleodutos submarinos e petroleiros transportam o petróleo e o gás natural para usinas de tratamento e instalações de armazenagem em terra.

Por fim, um poço se esgota ou os custos de desenvolvimento adicional superam o potencial de lucros futuros. Quando isso acontece, as empresas petroleiras tampam o poço e o abandonam. Elas removem as plataformas de suas bases - com explosivos, se necessário - e as transportam para outros locais ou rebocam para a costa onde serão vendidas como sucata. Em seguida, mergulhadores removem o revestimento abaixo do piso oceânico e selam o poço com concreto. Em alguns casos, porém, certas porções da plataforma permanecem e são lentamente ocupadas por formas de vida marinha.

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Plataformas móveis de perfuração

Durante a fase de perfuração prospectiva, os objetivos são simples: chegar ao local, descobrir se existe petróleo e avançar para o próximo local. Caso a posição se prove próspera, a empresa pode instalar estrutura mais permanente. Mas nos meses que a tripulação de uma plataforma precisa para avaliar um local, uma plataforma móvel de perfuração oferece tudo que o pessoal precisa com um mínimo de investimento. As plataformas elevadas, o tipo mais comum, têm custo de construção de entre US$ 180 milhões e US$ 190 milhões. Existem cinco variedades de plataforma móvel de prospecção.

Balsa de perfuração – usada geralmente para perfuração rasa em águas não oceânicas, essa plataforma é descrita perfeitamente pelo nome: uma balsa que porta equipamento de perfuração. Ela é conduzida ao local por rebocadores e fixada no atracadouro por âncoras. Mas, como elas basicamente flutuam na superfície do mar, só servem para uso em águas calmas.

Plataformas elevadas – essa plataforma se assemelha a uma balsa de perfuração, com uma exceção: quando chega ao local a ser perfurado, pode baixar três ou quatro fortes pernas até que toquem o fundo do mar. Quando isso acontece, elas elevam a plataforma para fora da água. Isso oferece ambiente muito mais estável no qual escavar. No entanto, o projeto tem seus limites, pois as águas mais profundas requerem pernas impossivelmente longas.

Plataforma submersível – o modelo combina algumas das propriedades das balsas e das plataformas de elevação. Mas, nesse caso, as instalações de produção ficam instaladas sobre colunas centenas de metro acima de balsas que servem de apoio. Depois de chegar ao local de perfuração, a tripulação inunda as balsas com água. Elas afundam até que repousem sobre o piso do mar ou lago e a plataforma se mantém elevada sobre as colunas. Na prática, é como se a tripulação afundasse a plataforma para ancorá-la. Quando chega a hora de transferir o equipamento, a equipe bombeia a água para fora das balsas e elas voltam a flutuar na superfície, conduzindo a plataforma a uma ascensão. Como a plataforma elevada, essa plataforma só pode ser usada em águas rasas.

Plataforma semi-submersível – essa plataforma se assemelha à submersível, mas é projetada para trabalhar em águas muito mais profundas. Em vez de afundar até que a porção inferior do casco repouse no fundo, ela simplesmente admite água suficiente para afundar até profundidade operacional. O peso da porção inferior do casco estabiliza a plataforma de perfuração e ela é mantida imóvel por imensas âncoras.

Navios de perfuração – trata-se essencialmente de um navio que porta uma plataforma de perfuração em sua porção central. O conjunto de perfuração se estende até o piso do oceano por um “buraco da lua”. Os navios de perfuração operam em águas muito profundas e muitas vezes precisam enfrentar condições marítimas adversas. Eles também usam equipamento de posicionamento dinâmico para se manterem alinhados com os locais de perfuração. Esse equipamento utiliza informações obtidas por satélites e sensores sob o mar para manter a posição de perfuração. Com base nesses dados, motores elétricos sob o casco movem o navio constantemente para mantê-lo alinhado ao poço.

Quando chega a hora de essas plataformas temporárias mudarem de lugar, entram em cena as plataformas realmente grandes.

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CARACTERÍSTICAS TÉCNICO-ECONÔMICAS DO GÁS NATURAL

Ao contrário do que ocorre com a maioria dos combustíveis fósseis, facilmente armazenáveis, a decisão de investimento em gás natural depende da negociação prévia de contratos de fornecimento de longo prazo, do produtor ao consumidor. Essas características técnico-econômicas configuram num modo de organização no qual o suprimento do serviço depende, previamente, da implantação de redes de transporte e de distribuição, bem como na implantação de um sistema de coordenação dos fluxos, visando o ajuste da oferta e da demanda, sem colocar em risco a confiabilidade do sistema.

Devido às fortes barreiras à entrada de novos concorrentes, o modelo tradicional que predominou do pós-guerra até o início dos anos 1980, mesmo com variantes de um país a outro em função de contextos jurídicos e institucionais, é estruturado por três atributos principais: integração vertical, monopólios públicos de fornecimento e forma de comercialização baseada em contratos bilaterais de longo prazo. Para a indústria de gás natural, esse modelo permitiu, na Europa e nos Estados Unidos, uma forte expansão da produção e de gás e o incremento significativo da participação do gás no balanço energético destes países.

No Brasil, até 1997, predominou o modelo de monopólio estatal da Petrobras na produção e no transporte de gás natural, ficando as distribuidoras estaduais a cargo da distribuição e venda de gás aos consumidores residenciais e industriais. Também existiam casos em que a Petrobras fornecia gás diretamente a alguns grandes consumidores.

Após 1997, com a nova Lei do Petróleo, a Petrobras perdeu o monopólio sobre o setor. Para se adequar à lei do livre acesso, a estatal se viu obrigada a criar um empresa para operar seus gasodutos - A Transpetro. Até 3 de março de 2009, o setor carecia de uma legislação específica. Com a publicação da Lei n. 11.909, de 4 de março de 2009, foram criadas normas para exploração das atividades econômicas de transporte de gás natural por meio de condutos e da importação e exportação de gás natural (art. 1º).

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A EXPLORAÇÃO DO GÁS NATURAL

A exploração é a etapa inicial dentro da cadeia de gás natural, consistindo em duas fases. A primeira fase é a pesquisa onde, através de testes sísmicos, verifica-se a existência em bacias sedimentares de rochas reservatórias (estruturas propícias ao acúmulo de petróleo e gás natural). Caso o resultado das pesquisas seja positivo, inicia-se a segunda fase, e é perfurado um poço pioneiro e poços de delimitação para comprovação da existência gás natural ou petróleo em nível comercial, e mapeamento do reservatório, que será encaminhado para a produção.

Os reservatórios de gás natural são constituídos de rochas porosas capazes de reter petróleo e gás. Em função do teor de petróleo bruto e de gás livre, classifica-se o gás, quanto ao seu estado de origem, em gás associado e gás não-associado.

O Gás associado é aquele que, no reservatório, está dissolvido no óleo ou sob a forma de capa de gás. Neste caso, a produção é determinada basicamente pela produção de óleo. Boa parte do gás é utilizada pelo próprio sistema de produção, podendo ser usada em processos conhecidos como reinjeção e gas lift, com a finalidade de aumentar a recuperação de petróleo do reservatório, ou mesmo consumida para geração de energia para a própria unidade de produção, que normalmente fica em locais isolados. Ex: Campo de Urucu no Estado do Amazonas. O Gás não-associado é aquele que, no reservatório, está livre ou em presença de quantidades muito pequenas de óleo. Nesse caso só se justifica comercialmente produzir o gás. Ex: Campo de San Alberto na Bolivia.

Com base nos mapas do reservatório, é definida a curva de produção e a infraestrutura necessárias para a extração. Como boa parte do gás é utilizada pela própria unidade de produção é verificada a viabilidade de se comercializar o excedente de gás. Caso a comercialização do gás não seja viável, normalmente pelo elevado custo na implantação de infraestrutura de transporte de gás, o excedente é queimado.

O condicionamento é o conjunto de processos físicos ou químicos aos qual o gás natural é submetido, de modo a remover ou reduzir os teores de contaminantes para atender as especificações legais do mercado, condições de transporte, segurança, e processamento posterior. O gás natural pode ser armazenado na forma líquida à pressão atmosférica. Para tanto os tanques devem ser dotados de bom isolamento térmico e mantidos à temperatura inferior ao ponto de condensação do gás natural. Neste caso, ele é chamado de gás natural liquefeito ou GNL.

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Mais plataformas de produção offshore

No artigo anterior descrevemos algumas das variedades de plataformas offshore de produção que permitem que empresas petroleiras atinjam locais de perfuração a profundidades de até mil metros. Mas existe muito petróleo sob os oceanos do mundo e poucos métodos de atingi-lo. Alguns desses conceitos podem eliminar a tradicional plataforma de exploração petroleira, enquanto outros aumentam ainda mais as proporções dos modelos apresentados nos artigos anteriores.

Sistema de produção flutuante – essas plataformas tomam a forma de plataformas flutuantes semi-submersíveis ou de navios de perfuração. A idéia básica desse conceito é que, quando o poço for perfurado, boa parte do equipamento de produção pode ser montado no piso oceânico e o petróleo bombeado à superfície por meio de ascensores flexíveis. Enquanto isso, a plataforma ou navio fica em posição com suas âncoras ou um sistema dinâmico de posicionamento. A abordagem permite que as empresas petroleiras atinjam profundidade da ordem de 1.800 metros.

Plataforma de pernas de tensão – essa plataforma representa essencialmente versão ampliada da Sea Star, mas as pernas de tensão se estendem do leito do mar para a plataforma. Ela passa por mais movimento horizontal e certo grau de movimento vertical, mas permite que as empresas petroleiras perfurem em profundidade de até 2,1 mil metros.

Sistema submarino - essa abordagem toma a idéia de montar o cabeçote do poço no leito do mar e a aplica em profundidade ainda maior - mais de 2,1 mil metros. Depois que o poço é escavado por uma plataforma de superfície, os sistemas automatizados de transferência conduzem o petróleo e o gás natural até as instalações de produção, por meio de ascensores ou de oleodutos submarinos.

Plataforma de longarina – por fim, se por preciso escavar um poço em profundidade superior a três mil metros, a escolha mais adequada é a plataforma de longarina. Com ela, a plataforma de escavação fica no topo de um gigantesco casco cilíndrico oco. O extremo oposto do cilindro se estende 213 metros abaixo da superfície do oceano. Embora não chegue ao piso oceânico, o peso do casco estabiliza a plataforma, e uma rede de cabos e linhas se estende do cilindro para fixá-lo ao leito do oceano, por meio de um sistema catenário lateral. O conjunto de perfuração desce por dentro do cilindro e, de lá, até o piso do mar.

À medida que a tecnologia evolui e as reservas existentes de petróleo escasseiam, a exploração vai mergulhar ainda mais fundo. Essa combinação de águas mais profundas e poços de petróleo mais fundos representará desafio ainda maior para as empresas petroleiras.

Embora a tecnologia desempenhe papel vital na perfuração offshore, essas imensas construções também abrigam grandes tripulações de trabalhadores.

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Plataformas de petróleo: cidades do mar

As plataformas de produção offshore podem ser maravilhas da engenharia moderna, mas o­ valioso petróleo não sairia dos poços e nem chegaria às refinarias sem grande esforço humano. As grandes plataformas de petróleo muitas vezes empregam mais de 100 trabalhadores para se manter em operação e como muitas delas ficam longe de cidades e costas, os trabalhadores (que variam de geólogos e engenheiros a médicos e mergulhadores) passam semanas a fio nessas imensas estruturas.

Trabalhar em uma plataforma offshore tem pós e contras. Do lado positivo, salários e benefícios costumam ser muito bons e os funcionários geralmente desfrutam de longos períodos de descanso quando não estão no mar (os funcionários passam uma ou duas semanas na plataforma e depois até duas semanas em casa). Porém, o lado negativo é que na plataforma o trabalho é de 12 horas por dia, sete dias por semana.

Para ajudá-los a enfrentar essas dificuldades, as empresas petroleiras procuram oferecer condições de vida confortáveis para os trabalhadores das plataformas offshore. Em muitos casos, os alojamentos são comparáveis aos disponíveis em excelentes navios de turismo, com quartos privados, TV via satélite e até mesmo academias de ginástica, saunas e instalações de recreação. A comida à bordo também é de excelente qualidade e está disponível 24 horas por dia, afinal, o trabalho em uma plataforma de petróleo continua dia e noite, e os trabalhadores seguem escalas diurnas e noturnas. Helicópteros e navios levam os materiais necessários à vida diária na plataforma de petróleo, muitas vezes enfrentando condições climáticas adversas.

Porém, as plataformas de petróleo não são feitas apenas de banheiras com hidromassagem e refeitórios. Fora dos alojamentos, a vida em uma plataforma representa risco constante, afinal, a atividade inclui extrair da Terra fluidos altamente inflamáveis, queimar alguns deles em jatos de chama gigantescos e separar o sulfito de hidrogênio - um gás altamente venenoso - do petróleo extraído. Além disso, os trabalhadores precisam lidar com os riscos típicos de operação de maquinaria perigosa e em altitudes elevadas, em meio a vento forte e tempestades.

Para enfrentar esses perigos, as empresas petroleiras empregam programas de treinamento extensos sobre como trabalhar em segurança com substâncias voláteis em alto mar. As medidas ajudam não só a proteger as vidas dos funcionários, mas também a proteger o imenso investimento financeiro na construção e manutenção de uma plataforma de produção offshore.

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A DISTRIBUIÇÃO DO GÁS NATURAL

A distribuição é a ultima etapa, quando o gás natural chega ao consumidor, que pode ser residencial, comercial, industrial (como matéria-prima, combustível e redutor siderúrgico) ou automotivo. Nesta fase, o gás já deve estar atendendo a padrões rígidos de especificação e praticamente isento de contaminantes, para não causar problemas aos equipamentos onde será utilizado como combustível ou matéria-prima. Quando necessário, deverá também estar odorizado, para ser detectado facilmente em caso de vazamentos.

O gás natural é empregado diretamente como combustível, tanto em indústrias, casas e automóveis. É considerada uma fonte de energia mais limpa que os derivados do petróleo e o carvão. Alguns dos gases de sua composição são eliminados porque não possuem capacidade energética (nitrogênio ou CO2) ou porque podem deixar resíduos nos condutores devido ao seu alto peso molecular em comparação ao metano (butano e mais pesados).

• Combustível: A sua combustão é mais limpa e dá uma vida mais longa aos equipamentos que utilizam o gás e menor custo de manutenção.

• Automotivo: Utilizado para motores de ônibus, automóveis e caminhões. Substituindo a gasolina e o álcool, pode ser até 70% mais barato que outros combustíveis e é menos poluente.

• Industrial: Utilizado em indústrias para a produção de metanol, amônia e uréia.

As desvantagens do gás natural em relação ao butano são: é mais difícil de ser transportado, devido ao fato de ocupar maior volume, mesmo pressurizado, além de também ser mais difícil de ser liquefeito, requerendo temperaturas da ordem de -160 °C.

Algumas jazidas de gás natural podem conter mercúrio associado. Trata-se de um metal altamente tóxico e que deve ser removido no tratamento. O mercúrio é proveniente de grandes profundidades no interior da terra e ascende junto com os hidrocarbonetos, formando complexos organo-metálicos.


Atualmente estão sendo investigadas as jazidas de hidratos de metano nas quais se estima haver reservas energéticas muito superiores às atuais de gás natural.


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PETROLÍFERAS AUMENTAM INVESTIMENTOS NA EXPLORAÇÂO DE PETRÓLEO

Segundo uma avaliação da consultoria Tendências, com dados divulgados pela Agência Nacional de Petróleo (ANP), a participação das companhias que chegaram após o fim do monopólio da Petrobras praticamente triplicou no último ano, passando de 2,6% para 6,1% do volume total produzido no Brasil. De janeiro a outubro, diz a consultoria, as empresas privadas produziram 144% a mais do que no ano anterior. A produção privada no país ainda é pequena e, em muitos casos, obtida em parceria com a Petrobras.

A OGX de Eike Batista é a empresa privada que mais investe em exploração do petróleo no país. Pela conta da ANP, ano passado (até o 3º trimestre), os investimentos em exploração no país totalizaram R$ 8,4 bilhões. O maior investidor, com 59% do total, é a Petrobras. Depois vem a OGX, com 14% seguida da Repsol, com 11%, e, logo depois a Anadarko, com 6%. Em nota, a assessoria da Petrobras, alegou que teve que realizar paradas não programadas em plataformas este ano, o que teve impacto na produção.

A maior empresa de refino de petróleo da Coreia do Sul vendeu sua participação em três blocos de petróleo no Brasil para a dinamarquesa Maersk Oil por US$ 2,4 bilhões. O negócio garante à Maersk acesso a potenciais reservas do pré-sal na Bacia de Campos, além de produção imediata de petróleo no País. Segundo dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP). A companhia dinamarquesa por sua vez aumenta sua presença no Brasil, pois já possui participações em blocos exploratórios por aqui, alguns deles em parceria com a OGX.

Mercado brasileiro em alta

Depois da Petrobras, os maiores produtores de petróleo no Brasil são a anglo-holandesa Shell, com 51,1 mil barris por dia; as americanas Chevron (21,6 mil barris por dia) e Devon (15,9 mil barris por dia); a indiana ONGC (11,7 mil barris por dia) e a sul-coreana SK (10,6 mil barris por dia). Segundo o Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), o investimento privado no setor será de US$ 42 bilhões até 2014 - são 40 companhias atuando além da estatal.

A Repsol também aposta no mercado brasileiro para crescer e para isso busca se desfazer de ativos para capitalizar-se e investir no País. A companhia deu andamento à estratégia de reduzir sua exposição na Argentina ao anunciar a venda de 3,3% de sua participação na YPF por cerca de US$ 500 milhões. Os compradores foram os fundos de investimento administrados pela Eton Park Capital Management, Capital Guardian Trust Company e Capital International, dos Estados Unidos, que terão o direito de exercer a opção de compra de mais 1,6% adicional na companhia argentina.

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A grande produção offshore de petróleo no Brasil

A grande maioria (90%) do petróleo produzido no Brasil vem de campos offshore, ou seja, plataformas exploratórias no litoral brasileiro. São 111 plataformas ao longo da costa brasileira. Destas, 33 são fixas e 78 flutuantes.

A Petrobras, empresa estatal responsável pela exploração de petróleo no país, utiliza plataformas fixas, plataformas semi-submersíveis, FPSOs (plataformas fluentes que retiram e armazenam o produto) e plataformas auto-elevatórias.

A exploração de petróleo no mar iniciou-se em 1968, no litoral sergipano. O ponto de partida foi a descoberta do campo de Guaricema. A história seguinte foi de vários recordes na profundidade alcançada para a exploração. Para se ter uma idéia em 1977 as plataformas alcançavam até 124 metros de profundidade. Em 2003, o petróleo já estava sendo tirado a 1.886 metros de profundidade.

Nos próximos anos, os recordes devem ser ampliados. Isso porque a Petrobras já anunciou a existência de grandes reservas de petróleo na camada chamada de pré-sal. Trata-se de bacias sedimentares que se encontram abaixo do leito do mar e de uma extensa camada de sal. O petróleo, que provavelmente é de boa qualidade, localiza-se em áreas que podem chegar a mais de 7 mil metros de profundidade.

Com as reservas de pré-sal, o Brasil deve consolidar sua auto-suficiência no combustível fóssil, além de conseguir reservas estratégicas e até exportar o produto. Ainda não há um tamanho preciso do reservatório, que fica entre o litoral de Santa Catarina e Espírito Santo. Mas, segundo o próprio presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, a produção atual de 14,4 bilhões de barris de petróleo (dados de 2008) subirá para 70 a 107 bilhões.

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VENEZUELA AFIRMA TER MAIOR RESERVA DE PETRÓLEO DO MUNDO

O ministro de Energia e Petróleo da Venezuela, Rafael Ramirez, afirmou que o seu país conseguiu certificar um volume de reservas de petróleo de 297 bilhões de barris, o que se for comprovado, pode transformar o país na maior reserva de petróleo do mundo, superando a Arábia Saudita. Essa quantia é baseada em informações da estatal venezuelana PDVSA e das empresas transnacionais que operam no país. No entanto, os números ainda necessitam da certificação da OPEP (Organização de Países Exportadores de Petróleo).

Neste tipo de associação, o Estado venezuelano é o principal acionista e quem determina o local de execução dos projetos de exploração. Com essas reservas e a esse ritmo de exploração, a Venezuela tem petróleo para mais 200 anos, afirmou o presidente venezuelano Hugo Chávez, na semana passada. A Arábia Saudita, primeiro exportador mundial, detinha até agora as reservas provadas mais elevadas do mundo, com 266 mil milhões de barris, segundo a OPEP.

De acordo com o ministro de Energia e Petróleo, a Venezuela será um país centenário na produção de óleo, mas, diferente de muitos países que esgotaram sua base de recursos, a Venezuela seguirá ampliando sua base de recursos. Do total de 297 bilhões de barris, 220 bilhões estão na faixa petrolífera do Orinoco, cuja reserva estimada pode superar os 319 bilhões de barris e é considerada a maior jazida petrolífera do mundo.

Pré-sal impulsiona reservas no Brasil

No Brasil, com as áreas já descobertas e ainda em fase de avaliação, a Petrobras calcula reservas de 16,8 bilhões de barris. O petróleo descoberto somente pode ser incorporado às reservas quando definido o seu volume com tecnologia existente para sua extração. No ano passado foram produzidos 869 milhões de barris que resultaram num aumento de 1,121 bilhão de barris de óleo e gás às reservas de 2009 (14,865 bilhões de boe).

Em nota enviada ao mercado, entre as principais incorporações da Petrobras em 2010 estão as descobertas dos campos de Lula (ex-Tupi) e Cernambi (ex-Iracema), na bacia de Santos; os campos de Marlim e Pampo, na bacia de Campos, além de novos volumes nos campos de Barracuda, Caratinga e Marlim Leste. A empresa destacou ainda o projeto de aumento de recuperação de petróleo nos campos Roncador, Marlim Sul, Albacora Leste e Marlim Leste, assim como Marimbá e Maromba, todos na bacia de Campos. Também contribuiu o projeto de recuperação realizado no campo de Urucu, na Amazônia.

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O que é a reserva estratégica de petróleo?

Com o aumento dos preços do petróleo, o governo dos EUA passou a consumir sua reserva estratégica visando garantir a quantidade e preço razoável para o óleo utilizado no aquecimento das casas. Clinton, que era o presidente dos EUA na época, autorizou o Departamento de Energia responsável pela reserva a liberar 30 milhões de barris em regime de troca com as companhias petrolíferas. As companhias receberam o óleo no outono do ano 2000 com a obrigação de devolvê-lo no outono de 2001. A expectativa do governo era que as companhias usassem o óleo para manter um suprimento adequado no inverno.

A reserva estratégica de petróleo é um armazenamento emergencial dos Estados Unidos, e é a maior fonte de petróleo de emergência do mundo. A reserva armazena 570 milhões de barris de óleo cru em cavernas de sal subterrâneas, em quatro locais ao longo do Golfo do México. Um barril contém 42 galões ou 159 litros de óleo. Para criar as cavernas os trabalhadores perfuram um domo de sal e colocam água para dissolvê-lo. Cada caverna tem cerca de 600 metros e pode guardar 38 mil m3 de óleo. O governo utiliza as cavernas de sal porque os custos de armazenamento subterrâneo são menores do que os custos dos tanques de superfície e porque as pressões do terreno em volta do reservatório selam os vazamentos. O Departamento de Energia afirma também que a diferença de temperaturas nas cavernas subterrâneas conserva o óleo circulando, o que contribui para manter sua qualidade.

O governo escolheu o Golfo do México para guardar o óleo devido à proximidade das refinarias e às facilidades de embarque imediato. Esses locais encontram-se em Bryan Mound (próximo de Freeport) e Big Hill (próximo de Winnie), no Texas; West Hackberry (perto de Lake Charles) e Bayou Choctaw (próximo de Baton Rouge), na Lousiana. A reserva pode armazenar 700 milhões de barris. A maior parte do óleo da reserva vem do México e do Mar do Norte.

O governo federal gasta 21 milhões de dólares por ano para manter a reserva na qual trabalham cerca de 1.150 pessoas. Aproximadamente 125 são funcionários do governo e os demais são trabalhadores contratados. No orçamento do ano de 2001 o Departamento de Energia gastou cerca de 157 milhões na compra de óleo para a reserva.

Os Estados Unidos começaram a reservar óleo em 1975, depois do corte de suprimentos ocorrido no embargo de 1973-1974. O embargo foi um choque para a economia dos EUA, o que fez o governo decidir jamais ser surpreendido pela escassez novamente. Os Estados Unidos usam quase 19 milhões de barris de petróleo por dia, mais da metade vindo de importações. É necessário que haja uma reserva de petróleo equivalente à 60 dias para auxiliar o suprimento caso haja um corte brusco no fornecimento. A última vez que o Estados Unidos utilizou petróleo armazenado foi em 1991 durante a guerra do Golfo Pérsico, tendo como objetivo conservar a abundância das reservas e a estabilidade dos preços. Essa retirada distingue-se da troca acima mencionada porque as companhias que concorreram nessa licitação, dessa vez, são obrigadas a devolver o óleo.

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PETROBRAS PLANEJA INFRAESTRUTURA PARA O COMPERJ

Com as obras do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) a pleno vapor – a fase de terraplanagem foi concluída e a parte de construção e montagem das principais unidades de refino, iniciadas – o destaque das notícias relacionadas ao complexo voltaram-se para a infraestrutura da região. Petrobras assinou um Convênio de Cooperação com a Prefeitura Municipal de São Gonçalo.

O acordo trata da implantação da infraestrutura necessária - dragagem, píer e seu retroporto e via de acesso - para transporte de equipamentos especiais para o Comperj. Na oportunidade, também foi assinado Protocolo de Intenções entre a Petrobras, o Governo do Estado do Rio de Janeiro e a Prefeitura de São Gonçalo para desenvolvimento do Projeto Porto Praia da Beira. Presente no evento, o governador do Rio, Sérgio Cabral, aproveitou para ressaltar que o porto em questão, findadas as obras do complexo petroquímico, abrigará também um terminal de passageiros.

“Este é um dos maiores investimentos da história da Petrobras e vai ajudar a colocar nosso país como ator relevante em uma indústria cada vez mais globalizada, como a petroquímica. Vamos produzir derivados de altíssima qualidade”, disse o diretor de Abastecimento da Petrobras, Paulo Roberto Costa, durante a cerimônia em São Gonçalo. Costa lembrou, ainda, que o projeto usa as mais modernas técnicas para preservar o meio ambiente, profundamente afetado pela grandiosidade do Comperj.

O Comperj é um dos principais empreendimentos da história da Petrobras e tem a primeira fase de sua operação prevista para ser iniciada no final de 2013, com capacidade de processamento de 165 mil barris de petróleo por dia. Na segunda fase, esse volume será alçado ao seu máximo, de 330 mil barris diários de óleo. Nas Unidades Petroquímicas, serão produzidos produtos básicos, como eteno, propeno, benzeno, p-xileno e butadieno, e petroquímicos associados, como estireno, etilenoglicol, polietilenos, polipropileno, entre outros. Já a Refinaria irá gerar diesel, GLP, querosene, nafta, óleo combustível, coque e enxofre.

Composição

Por ocasião da assinatura dos convênios em São Gonçalo, o diretor de Abastecimento da Petrobras, Paulo Roberto Costa, declarou que a estatal que concluir, ainda no primeiro semestre, as conversações para fechar a composição da participação acionária do capital do Comperj. De acordo com Costa, a refinaria será controlada na totalidade pela Petrobras e o controle da Petroquímica Básica será dividido. Já outras unidades, deverão ter sua operação debatida com a Braskem.

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Refino de petróleo – Parte II

Duas características são importantes nos hidrocarbonetos:

- eles contêm muita energia. Muitos dos produtos derivados de petróleo bruto como a gasolina, óleo diesel, parafina sólida e assim por diante,são úteis graça a essa energia;

- eles podem ter formas diferentes. O menor hidrocarboneto é o metano (CH4), um gás mais leve do que o ar. Cadeias mais longas contêm cinco carbonos ou mais e são líquidos; já nas cadeias muito longas há hidrocarbonetos sólidos, como a cera. Ao ligar quimicamente cadeias de hidrocarbonetos artificialmente, obtemos vários produtos, que vão da borracha sintética até o náilon e o plástico de potes para alimentos.

As principais classes de hidrocarbonetos em petróleo bruto incluem:

- Parafinas
* fórmula geral: CnH2n+2 (n é um número inteiro, geralmente de 1 a 20)
* as moléculas são cadeias ramificadas ou não
* em temperatura ambiente podem ser gases ou líquidos, dependendo da molécula
* exemplos: metano, etano, propano, butano, isobutano, pentano, hexano

-Aromáticos
* fórmula geral: C6H5 - Y (Y é uma molécula mais longa e não ramificada que se conecta a anéis benzênicos)
* estruturas em anel, com um ou mais anéis
* os anéis contêm seis átomos de carbono, com ligações duplas e simples alternando-se entre os carbonos
* geralmente são líquidos
* exemplos: benzeno, naftaleno

-Naftenos ou cicloalcanos
* fórmula geral: CnH2n (n é um número inteiro, geralmente de 1 a 20)
* estruturas em anel, com um ou mais anéis
* os anéis contêm apenas ligações simples entre os átomos de carbono
* em temperatura ambiente, geralmente são líquidos
* exemplos: ciclohexano, metilciclopentano

- Outros hidrocarbonetos

-Alcenos
*fórmula geral: CnH2n (n é um número inteiro, geralmente de 1 a 20)
*moléculas de cadeias ramificadas ou não que contêm uma ligação dupla carbono-carbono
*podem apresentar-se nos estados líquido ou gasoso
*exemplos: etileno, buteno, isobuteno

-Dienos e Alcinos
*fórmula geral: CnH2n-2 (n é um número inteiro, geralmente de 1 a 20)
*moléculas de cadeias ramificadas ou não que contêm duas ligações duplas carbono-carbono
*podem apresentar-se nos estados líquido ou gasoso
*exemplos: acetileno, butadieno

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REPSOL ANUNCIA NOVA DESCOBERTA DE PETRÓLEO NO BRASIL

Um consórcio petrolífero integrado pela Repsol Sinopec, Petrobras e pelo grupo britânico BG descobriu uma reserva de petróleo em águas brasileiras, anunciou, em Madrid, o grupo espanhol Repsol. O consórcio, em que a Petrobras tem 45%, a BG 30% e a Repsol Sinopec 25%, efetuou a descoberta no poço Carioca Nordeste, situado no bloco BM-S-9, a 275 quilômetros da costa de São Paulo, em uma área onde aconteceram algumas das descobertas mais importantes do mundo.

A Repsol Brasil e a chinesa Sinopec anunciaram em outubro a venda para esta última de 40% da filial brasileira da companhia com uma ampliação de capital de 7,111 bilhões de dólares, processo concluído em dezembro. De acordo com a assessoria de imprensa da companhia, a descoberta de Carioca Nordeste é, sem dúvida, uma ótima notícia. Estas reservas confirmam o acerto da Repsol em investir no offshore brasileiro, uma das áreas de crescimento mais importantes em reservas de hidrocarbonetos do mundo.

Carioca, ao lado de Guará, são dois importantes campos identificados pela Repsol como projetos estratégicos e que garantem o crescimento da companhia. A empresa espanhola concretizou, no fim do ano passado, um acordo com a companhia chinesa Sinopec para desenvolver, conjuntamente, os projetos de exploração e produção que possui no Brasil e constituir uma das maiores companhias energéticas da América Latina, com um valor de 17,773 bilhões de dólares. A Repsol possui 60% da companhia, enquanto a Sinopec conta com os 40% restantes.

O consórcio continuará com os investimentos previstos no Plano de Avaliação de Descobertas apresentado à Agência Nacional de Petróleo (ANP) em 2007, para confirmar as dimensões e as características desta descoberta e seguir desenvolvendo o projeto e suas atividades no pré-sal da Bacia de Santos. A Petrobras, por meio de nota oficial, notificou a ANP, sobre indícios de hidrocarbonetos no Bloco de Caratinga, localizado na Bacia de Campos, no litoral do Rio de Janeiro. A exploração é realizada pela sonda Ocean Winner e, segundo a estatal, as atividades de perfuração da companhia permanecem no local.

Repsol no Brasil

A Repsol tem, no Brasil, um importante e diversificado portfólio de projetos, que inclui um campo produtivo (Albacora Leste), um bloco em desenvolvimento (BM-S-7: Piracucá BA), dois projetos piloto planificados (BM-S-9: Guará e Carioca) e quatorze blocos exploratórios com grande potencial. O offshore brasileiro é uma das maiores áreas de crescimento em reservas de hidrocarbonetos do mundo. O acordo alcançado entre a Repsol e a Sinopec é prova do grande interesse internacional pelo momento que atravessa o Brasil e, particularmente, pela atividade no pré-sal de Santos.

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