INTRODUÇÃO AO APOIO MARÍTIMO

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1 INTRODUÇÃO AO APOIO MARÍTIMO MARCOS MACHADO DA SILVEIRA 1

2 MARCOS MACHADO DA SILVEIRA INTRODUÇÃO AO APOIO MARÍTIMO 1ª edição Niterói/RJ Edição do Autor

3 2013 Marcos Machado da Silveira Direitos reservados ao Autor. Nenhuma parte deste livro pode ser reproduzida ou usada de qualquer forma ou qualquer meio, eletrônico ou mecânico, sem a permissão por escrito do Autor. Texto: Marcos Machado da Silveira Projeto Gráfico e Capa: Marcos Machado da Silveira Formatação e Diagramação: Marcos Machado da Silveira Revisão: Cláudia Regina. M. Baptista Dados internacionais de Catalogação-na-Publicação (CIP) Silveira, Marcos Machado da: Introdução ao Apoio Marítimo. 1º ed. Niterói/RJ: Edição do Autor, p.; A4 ISBN: (PDF) 1. Introdução ao Apoio Marítimo. I. Silveira, Marcos Machado da (Brasil). CDD 600 Marcos Machado da Silveira Niterói/RJ 3

4 ÍNDICE Prefácio... 5 Apresentação... 6 Histórico da Atividade de Exploração Offshore no Brasil... 8 As Primeiras Atividades: Nordeste... 8 A Bacia de Campos - Primeiras Descobertas... 9 Polo Nordeste Águas Profundas Os Recordes Novas Tendências de Completação Pré-Sal Definição Primeiras Descobertas O Pré-Sal Brasileiro Origem Geologia A Extração de Petróleo da Camada Pré-Sal Embarcações Sistemas de Propulsão Arranjo de Convés A. Manuseio de Espias LH (Line Handling): B. Supridor OSV (Offshore Supply Vessel): C. Supridor de Plataforma PSV (Platform Supply Vessel): D. Supridor, Reboque e Manuseio de Âncoras - AHTS (Anchor Handling and Towing Supply): E. Apoio a Mergulho - DSV (Diving Support Vessel): F. Balsa de Serviço (Barge): G. Lançamento de Linhas PLV (Pipe Laying Vessel): H. Navio de Estimulação de Poços de Petróleo WSV (Well Stimulation Vessel): I. Navio de Pesquisa Sísmica RV (Research Vessel): Unidades Fixas A. Plataforma Auto-elevatória PA (Jack up): B. Plataforma Fixa - Jaqueta: Móveis A. Plataformas Semissubmersíveis SS: B. Navios-sonda - NS (Drillship): C. FPSO (Floating Production, Storage and Offloading): D. Unidade Alojamento/Floatel: E. Embarcação/Unidade Guindaste/Construção: F. Navio de Apoio à Perfuração (Drilling Tender): Especiais A. Plataforma de Pernas Tensionadas TLP (Tension Leg Platform): B. SPAR: O Porto Administração Operações Base Terminal de Imbetiba Segurança Referências Bibliográficas Anexos Anexo I Anexo II

5 Prefácio A indústria do petróleo exige uma contínua atualização de todos os seus agentes. É uma atividade dinâmica, onde os limites devem ser sempre superados. Cada vez mais, esta indústria ganha importância em nosso país, quer seja no nível de exigência de qualificação da mão de obra, quer seja na geração de empregos. A quebra do monopólio de exploração e de produção da Petrobras traz novas empresas para o mercado brasileiro. A reboque, os armadores deverão apresentar índices operacionais cada vez melhores. Ao invés de haver somente contratos de longa duração (2, 4, 10 anos), o contrato tipo spot (curta duração) passará a ser uma constante. Este estudo tem o objetivo de servir de ferramenta para um melhor conhecimento das operações de apoio marítimo (apoio às unidades de produção e exploração em alto-mar). Ele foi realizado tomando como base a teoria existente. Somou-se então a experiência do autor como Comandante de embarcações supridoras, de estimulação de poços de petróleo, de reboque e manuseio de âncoras e também como Controlador de lastro e como Supervisor de lastro (Barge Engineer) em plataformas semissubmersíveis. Este estudo deverá sofrer sempre atualizações. É necessária a participação de todos os envolvidos, visando à melhoria contínua, através de críticas e sugestões. Rio de Janeiro, março de

6 Apresentação Na segunda metade do século XV, teve início a expansão marítima dos povos da Europa, liderada pelos portugueses, aos quais se juntaram, imediatamente, espanhóis e quase um século mais tarde, ingleses, holandeses e franceses. A corrida pelo descobrimento de novas terras começou com grande impulso, estimulada pelo gênio de Henrique O Navegador, e em pouco tempo transformou-se num estrondo; criou impérios coloniais, expandiu o comércio e gerou riquezas, em escala nunca vista até então. O intenso uso do mar pelo comércio das nações, através de quatro séculos, deu origem a uma arte marinheira, com tecnologia e embarcações próprias, lentamente aperfeiçoadas pela vida em severas condições do meio ambiente em que operam os homens do mar. A atividade conhecida no jargão da indústria mundial de petróleo, como de Offshore, ocupa um capítulo relativamente recente na história marítima dos povos, mas nem por isso de pequena importância. A indústria de petróleo nasceu em terra, nos Estados Unidos, mais ou menos na segunda metade do século XIX. No correr do século XX, cresceu com vigor, buscando fontes de óleo no Oriente Médio, principalmente, mas também na América Central e no norte da América do Sul. Mas a história do petróleo, em especial no Oriente Médio, é marcada por uma sucessão de crises políticas entre os países que possuem petróleo em seu subsolo e as grandes potências que lideram a indústria e o comércio de petróleo no mundo. Por isso, desde 1920, alguns milhares de poços já vinham sendo perfurados ao longo da costa norte da Europa, numa tentativa de encontrar soluções para a economia do petróleo, diante de fatores negativos da política. Os primeiros resultados foram decepcionantes, mas a política tem uma característica peculiar: ao mesmo tempo em que se constitui em fator de grande perturbação, fornece o incentivo para viabilizar projetos que nos primeiros embates são marcados por frustração. Fig. 1: Supridor operando sob máquinas em uma unidade 6

7 A crise de Suez em 1956 e mais tarde a criação da OPEP - com seus dois choques de petróleo em 1973 e viabilizaram a tecnologia de produção de petróleo offshore, no Mar do Norte e em outras regiões marítimas do planeta. Quando se abria a década de 70 deste século, a produção de petróleo no Brasil atingia cerca de 170 barris por dia, uma produção muito pequena para atender às necessidades de um país em expansão. A PETROBRÁS voltou-se para o mar. Desde então, a produção neste ambiente cresceu e hoje alcança cerca de 80% do total da produção do petróleo extraído do território brasileiro. Operando embarcações e equipamentos altamente especializados nacionais e estrangeiros, a PETROBRÁS desenvolveu uma extraordinária capacitação. Hoje detém o recorde de produção em águas profundas, produzindo em lâmina d água de mais de metros, na Bacia de Campos, onde já foram localizadas jazidas de petróleo e gás, entre e metros, nos campos de Marlim, Albacora e Roncador. Este o motivo que nos leva a compilar algumas informações preliminares para o conhecimento desta atividade, com o propósito de nos familiarizar com o trabalho dessa nova categoria de homens do mar - os operadores offshore, a bordo de estruturas de perfuração e produção, e de embarcações especializadas no apoio à indústria de petróleo. 7

8 Histórico da Atividade de Exploração Offshore no Brasil As Primeiras Atividades: Nordeste A exploração de petróleo em reservatórios situados na área offshore no Brasil iniciou-se em 1968, na Bacia de Sergipe, campo de Guaricema, situado em lâmina d'água de cerca de 30 metros na costa do estado de Sergipe, na região Nordeste. Para o desenvolvimento na bacia de Sergipe aplicaram-se as técnicas convencionais da época para campos de médio porte: plataformas fixas de aço, cravadas através de estacas, projetadas somente para produção e teste de poços, interligados por uma rede de dutos multifásicos. Todo o complexo era ligado, também, por duto multifásico, a uma estação de separação e tratamento de fluidos produzidos localizada em terra. As primeiras plataformas, principalmente as instaladas nos campos de Guaricema, Caioba, Camorim e Dourado, eram, com pequenas variações, do tipo padrão de quatro pernas, convés duplo, guias para até seis poços, sistema de teste de poços e de segurança. A perfuração e a completação dos poços eram executadas por plataformas auto-elevatórias posicionadas junto à plataforma fixa. Posteriormente os projetos foram implementados e a perfuração dos poços passou a ser feita, também, por sondas moduladas instaladas diretamente no convés superior das plataformas e assistidas por navios tender. Nos anos seguintes, com o aumento da atividade, não só na costa de Sergipe, mas também nas de Alagoas, Rio Grande do Norte e Ceará, a Petrobras decidiu desenvolver projetos próprios de plataformas que atendessem às características de desenvolvimento dos campos. Este esforço resultou em 3 projetos de plataformas fixas distintos, conhecidas como plataformas de 1ª, 2ª e 3ª famílias. A plataforma de 1ª família era similar às plataformas fixas iniciais desenhada para ter até 6 poços de produção e podiam ser instaladas em lâmina d'água de até 60 m; se necessário com um pequeno módulo para acomodação de pessoal. A plataforma de 2ª família comportava a produção de até 9 poços, permitia a separação primária de fluidos produzidos, sistema de transferência de óleo, sistema de teste de poços, sistema de segurança e um sistema de utilidades. Era uma com acomodações de pessoal. As plataformas de 3ª família tinham a concepção mais complexa. Permitiam a perfuração e completação de até 15 poços e as facilidades de produção podiam conter uma planta de processo completa (teste, separação, tratamento e transferência de fluidos), sistema de compressão de gás, sistema de recuperação secundária, sistemas de segurança e de utilidades e acomodação de pessoal. As plataformas de 3a família tinham concepção apropriada para atuarem como plataformas centrais. Em 1975, para o desenvolvimento dos campos de Ubarana e Agulha, no Rio Grande do Norte, além das plataformas de aço convencionais, decidiu-se pela utilização de plataformas de concreto gravitacionais, segundo concepção do consórcio franco-brasileiro Mendes Jr. - Campenon Bernard. Foram utilizadas 3 destas plataformas, duas em Ubarana e uma em Agulha. Pela concepção original, cada plataforma comportava a perfuração e a completação de até 13 poços, separação, tratamento, armazenamento e transferência de óleo, compressão de gás além dos sistemas de utilidades, segurança e alojamento de pessoal. As plataformas, em formato de caixa têm um convés único medindo cerca de m 2 além de um espaço interno, chamado de "galeria técnica", para instalação de bombas de transferência, sistema de lastro e tratamento/descarte de água produzida. 8

9 A planta de processo de cada plataforma comportava uma produção de m 3 /dia de óleo e a capacidade do tanque de armazenamento era de m 3. A altura total da plataforma era de 25 metros, instalada em locais de lâmina d'água aproximada de 13 metros. São instalações que se destinavam a operar como plataformas centrais. Fig. 2: Plataforma Fixa As plataformas de concreto, que tiveram largo uso no Mar do Norte, têm uso limitado na área offshore brasileira em pequenas lâminas d'água. A Bacia de Campos - Primeiras Descobertas Até 1977 as atividades de produção offshore no Brasil limitaram-se às áreas do Nordeste brasileiro em lâminas d'água de até 50 metros. Em 1974 houve a primeira descoberta de petróleo na Bacia de Campos, atualmente a principal província petrolífera do Brasil, localizada na parte marítima do estado do Rio de Janeiro, na região Sudeste do país. Entretanto, a atividade começou em agosto de 1977, na segunda descoberta, com o campo de Enchova, em lâmina d'água de 120 metros. Um novo conceito, em termos de explotação, foi introduzido, denominado Sistema Antecipado de Produção (EPS). Na fase 1 deste desenvolvimento a plataforma de perfuração semissubmersível Sedco-135D foi equipada com uma planta de processamento simples. A produção fluía para a superfície através de uma árvore teste (árvore EZ) suspensa pela plataforma de perfuração, dentro do sistema de prevenção de blowout (BOP) e do riser. O óleo e o gás eram separados e o gás queimado. O óleo processado era então transferido através de uma mangueira flutuante para um navio tanque ancorado nas proximidades, ligado a um sistema de ancoragem de quatro pontos. Na segunda fase, outra semissubmersível, a Penrod-72, também parcialmente convertida em plataforma flutuante de produção, foi usada. Como na fase inicial, a plataforma era posicionada sobre um poço produtor usando uma árvore de BOP de superfície, enquanto um segundo poço submarino era colocado em produção 9

10 através de uma árvore "molhada", a uma profundidade de água recorde de 189 metros. Da árvore submarina, a produção fluía para a Penrod-72 através de um sistema flexível livre de linhas de escoamento e riser, que incluía um umbilical de controle para comunicação entre a árvore e a plataforma. O óleo processado dos dois poços era transportado através de uma linha de escoamento e riser flexíveis até uma monobóia ancorada por um sistema de pernas em catenária, Catenary Anchor Leg Mooring (CALM). Uma segunda linha de escoamento e riser flexíveis era conectada entre a Penrod-72 e a Sedco-135D, o que proporcionava uma capacidade de produção contínua. Fig. 3: Plataforma Sedco 135-D (SS-06) Foi o nascimento do Sistema de Produção Antecipada, capaz de antecipar a produção, e, ao mesmo tempo, fornecer dados detalhados sobre o reservatório. Estes dados foram então usados para o projeto do sistema permanente de exploração que, uma vez no local, permitia o emprego dos EPS em outra área. As vantagens do uso de risers flexíveis foram a acomodação do movimento das unidades flutuantes e a facilidade de sua instalação. Adicionalmente, os risers e linhas de fluxo flexíveis eram freqüentemente reutilizadas em novos sistemas. Apesar do fato de que era somente o segundo sistema flutuante de produção no mundo, esse conceito realmente ganhou força no Brasil. A surpreendente alta segurança e o baixo custo indicam que o EPS era a concepção para águas profundas, pelo menos nesta parte do hemisfério. A partir de então, e visando principalmente uma antecipação de produção, os sistemas flutuantes foram largamente empregados na Bacia de Campos. Uma evolução natural deste sistema foi a completa conversão das plataformas semissubmersíveis de perfuração em unidades flutuantes de produção, que tem sido mundialmente seguido, depois desta primeira experiência de sucesso. O campo de Garoupa, primeiro a ser descoberto, também em lâmina d'água de 120 metros, somente entrou em produção em 1979, juntamente com o de Namorado, este em lâmina d'água de 160 metros. Apesar de se tratar de campos com potencial superior aos campos marítimos do Nordeste, a utilização de sistema de produção com plataformas fixas e tubulações rígidas não era economicamente viável por serem isolados e muito distantes do litoral, cerca de 80 km. Optou-se então pelo conceito de sistema flutuante de produção utilizando navio. A concepção envolvia tecnologia pioneira e foi um marco na atividade offshore mundial. O sistema compreendia 8 poços de produção com completação seca utilizando câmaras atmosféricas, manifold atmosférico, navio para processamento da produção atracado a uma torre articulada e navio para carregamento de óleo atracado a outra torre articulada. Todo o sistema era interligado por tubulações flexíveis. 10

11 Fig. 4: Plataforma P-24 (Ex-Penrod 72) A concepção não voltou a ser utilizada pela Petrobras por problemas técnicos e econômicos particulares do projeto. Contudo, contornados os problemas e eliminados os aspectos pioneiros, mostrou-se perfeitamente viável. Paralelamente, um programa de implantação de um sistema definitivo de produção foi desenvolvido. O programa compreendeu o projeto, fabricação, transporte, instalação e montagem de 7 plataformas fixas de aço, de grande porte, e o projeto, fabricação e lançamento de aproximadamente de 500 km de dutos rígidos no mar e 500 km em terra, para escoamento de óleo e gás. As plataformas do Sistema Definitivo da Bacia de Campos, implantado em 1983, foram instaladas em lâminas d'água variando entre 110 e 175 metros e concebidas segundo dois tipos principais: Plataformas Centrais: Tipo fixa de aço, cravadas por estacas, com 8 pernas, para perfuração e produção de poços, equipadas com plantas completas de processo da produção, sistema de tratamento e compressão de gás, sistemas de segurança e utilidades e acomodação de pessoal. A capacidade de produção dessas plataformas varia de a m 3 /dia de óleo ( a bpd); Plataformas Satélites: Semelhantes às plataformas centrais, porém a planta de processo da produção compreendendo apenas um estágio de separação primária de fluidos produzidos. A capacidade varia de a m 3 /dia de óleo ( a bpd). Estas plataformas, com concepção semelhante às utilizadas no Mar do Norte, são bastante diversas daquelas instaladas na região Nordeste do Brasil que têm concepção semelhante às plataformas do Golfo do México. Polo Nordeste A partir de 1984, a Bacia de Campos começou a mostrar seu completo potencial, com a descoberta de campos gigantes em águas profundas que, à época, variavam de 300 a mais de metros de lâmina d'água. 11

12 Enquanto a Petrobras analisava o desenvolvimento de tecnologia para produzir nesses campos, o desenvolvimento do Polo Nordeste abrangendo os campos de Pargo, Carapeba e Vermelho era realizado. A partir de 1989, 7 plataformas fixas foram instaladas, todas utilizando bombas elétricas submersas (ESP). O desenvolvimento do Pólo Nordeste inclui: Instalação de 6 templates; Perfuração e completação de 120 poços, com ESP; Instalação de 5 plataformas satélites de produção e 1 sistema central com duas plataformas geminadas, uma para a planta de processo e outra para utilidades (Pargo 1A e Pargo 1B); Lançamento de 70 km de linhas de escoamento e 50 km de cabos elétricos de força submarinos. Águas Profundas Em 1984, o campo de Albacora foi descoberto seguido por: Marimbá (1985), Marlim (1985), Marlim Sul (1987), Marlim Leste (1987), Barracuda (1989), Caratinga (1989) e Roncador (1996). Esses campos estão situados em lâminas d'água superiores a 300 metros (profundidades limite para o uso de mergulhadores na instalação, operação e manutenção) e demandaram o desenvolvimento de tecnologia pioneira para serem postos em produção. O campo de Marimbá, localizado em lâminas d'água que variam entre 350 e 650 metros, pode ser considerado um verdadeiro laboratório onde a tecnologia de produção em águas profundas com sistema flutuante de produção com semissubmersível foi testada e colocada em produção. A Fase II compreendeu a instalação de 4 unidades adicionais de produção, sendo 1 semissubmersível e 3 FPSO s, além de uma plataforma de apoio. No total, o campo irá abranger 94 poços de produção e 51 de injeção e produzir bpd de óleo e 5,9 milhões de m 3 /dia de gás. No bloco de Marlim Sul foi instalado, em 1997, um sistema de produção antecipada composto pela unidade FPSO-II, em lâmina d água de metros, interligada a 1 poço produtor, a metros de lâmina d água. À época, este poço estabeleceu o recorde mundial de lâmina d água para completação submarina. O desenvolvimento do bloco foi feito em 2 módulos. O módulo I consiste de semissubmersível (P-40, antiga DB-100) ancorada em lâmina d água de metros que atinge uma produção de bpd de óleo e 6 milhões de m 3 /dia de gás. Essa produção é exportada através de uma unidade de estocagem e transbordo (FSO), também convertida (P-38). O módulo utiliza 1 ou 2 unidades de produção, dependendo do desempenho do sistema de produção antecipada. Para o bloco de Marlim Leste, foi feita a conexão de um poço daquela área a alguma das unidades instaladas no complexo de Marlim para levantamento de dados para o futuro desenvolvimento. Os campos de Barracuda e Caratinga estão localizados a sudoeste de Marlim em lâmina d água variando de 600 a metros. Seu desenvolvimento consiste de 3 fases: Sistema de Produção Antecipada, Sistema Definitivo de Barracuda e Sistema Definitivo de Caratinga. O Sistema de Produção Antecipada começou a produzir em 1997 através do FPSO P-34 em lâmina d água de 785 metros, o qual operou até a entrada do sistema definitivo. 12

13 O Sistema Definitivo de Barracuda entrou em produção em 2001 e é composto de uma unidade de completação seca (P-41), ancorada em lâmina d água de 815 metros, ligada a um FPSO (P- 43), ancorada a 785 metros por um Sistema de Ancoragem de Complacência Diferenciada (Dicas). Deverão integrar o sistema 24 poços produtores e 17 injetores. A produção deverá atingir bpd e 2,7 milhões de m 3 /dia de gás. O Sistema Definitivo de Caratinga é composto de 1 FPSO (P-48) ancorado a metros de LDA instalado em O sistema compreende 13 poços produtores e 11 injetores, com uma produção de bpd e 1,4 milhão m 3 /dia de gás. A produção desses dois sistemas é exportada através das plataformas fixas PNA-1 (gás) e PNA-2 (óleo). Os Recordes Fig. 5: Profundidades de exploração em alto-mar Em função dessas descobertas em águas profundas e da necessidade de suprir a demanda do País, a Petrobras vem estabelecendo sucessivos recordes de profundidade de poço em produção. Um dos mais importantes recordes ocorreu em janeiro de 1999, quando entrou em produção o EPS de Roncador, campo situado na parte norte da Bacia de Campos, com uma área de 132 km 2 e lâmina d água entre e metros. Esse sistema, que produziu mais de bpd, era composto pelo navio Seillean, um FPSO de posicionamento dinâmico, localizado diretamente sobre o poço produtor em lâmina d água de metros, ligado à árvore de natal, instalada pelo próprio navio, por um riser vertical rígido pioneiro no mundo, sendo que ambos foram especialmente projetados para profundidades de até metros. Além de tais recordes, cabe destacar o fato de que foi o único FPSO de posicionamento dinâmico em uso no mundo e a unidade desse tipo operando na maior lâmina d água. 13

14 Fig. 6: FPSO SEILLEAN em atividade na Bacia de Campos (fot. Paul Sullivan) Esse sistema entrou em operação no final de 1999, sendo depois substituído pelo sistema definitivo composto pela unidade semissubmersível Spirit of Columbus (P-36), convertida para unidade de produção no Canadá, que repassava a produção de 21 poços para um FSO (P-47 convertida a partir do navio Eastern Strength); a unidade de produção estava ancorada a metros de LDA e o FSO a 815 metros. O sistema atingiu o pico de produção de bpd em Novas Tendências de Completação Ao longo desses anos, a Petrobras fez uso intensivo do conceito equipamentos submarinos de completação + unidade flutuante de produção nas atividades offshore. Os principais fatores que a levaram a essa opção foram: As características dos reservatórios e as condições ambientais relativamente brandas encontrados na Bacia de Campos; A possibilidade de instalação de sistemas de produção antecipada para servir como laboratórios em escala para os sistemas definitivos, para realizar testes de poços e para permitir o desenvolvimento em fases dos grandes campos; A diminuição do risco e o melhor fluxo de caixa, já que a receita obtida em uma fase do desenvolvimento participa do financiamento das seguintes; A maior rapidez obtida no desenvolvimento dos campos; As parcerias e cooperações estabelecidas com os fornecedores de equipamentos, o que possibilita a melhoria contínua dos mesmos e o relacionamento a longo prazo; A confiabilidade e rentabilidade desses sistemas, comprovadas na prática. Todavia, as características dos fluidos encontrados em campos de águas ultraprofundas (lâmina d água superior a metros) estão levando a uma mudança na abordagem da questão, favorecendo a adoção de unidades de completação seca (UCS). Muitos desses campos apresentam óleo pesado variando de 15 a 20 o API que, combinado com as baixas temperaturas predominantes nestas profundidades, resulta em problema de escoamento. 14

15 Por esses motivos, a tendência ao uso de UCS tem aumentado ultimamente, já que essas unidades: Propiciam melhores condições térmicas ao escoamento, antecipando a produção; Minimizam os problemas com a formação de depósitos de hidratos e parafinas devido à temperatura de escoamento mais elevada; Reduzem os custos operacionais com intervenções; Apresentam ações mais rápidas e econômicas para otimização e controle da produção; A evolução da tecnologia de perfuração, permitindo a drenagem de uma grande área a partir de um único cluster através de poços de grande angulação e afastamento em arenitos não consolidados e folhelhos instáveis. Conclui-se que nestes anos de atividades offshore, a produção no mar tornou-se vital para o Brasil, passando a responder por cerca de 80% do total produzido no país no início de 1999, ou seja: cerca de 1 milhão de bpd provenientes de 74 plataformas fixas e 23 flutuantes. Nesse período, a Petrobras instalou, ainda, mais de 300 árvores de natal submarinas, 40 manifolds submarinos e km de linhas flexíveis, rígidas e umbilicais de controle. 15

16 Pré-Sal Em geologia, camada pré-sal refere-se a um tipo de rochas sob a crosta terrestre formadas exclusivamente de sal petrificado, depositado sob outras lâminas menos densas no fundo dos oceanos e que formam a crosta oceânica. Segundo os estudiosos no assunto, esse tipo de rocha mantém aprisionado o petróleo recentemente descoberto, pelos brasileiros. Entre a costa ocidental da África e a oriental da América do Sul conta um riquíssimo depósito de matéria orgânica que viria se acumulando ao longo de milhões de anos sob o sal petrificado e posteriormente prensado por pesadas lâminas, transformando-se em petróleo. Ainda, segundo os geólogos brasileiros, essa camada mais antiga de sal foi depositada durante o processo de abertura do oceano Atlântico, após a quebra do Gonduana (supercontinente, que teoricamente afundou formando a junção oceânica das placas americanas e africanas respectivamente) e suposto afastamento entre a América do Sul e a África - processo iniciado há cerca de 120 milhões de anos. As camadas mais recentes de sal foram depositadas durante a última fase de mar raso e de clima semiárido a árido (1 a 7 Ma). Como a formação laminar da camada pré-sal é anterior à formação da camada mais antiga de sal, logo, essa camada, é mais profunda e de acesso mais difícil do que as reservas de petróleo situadas na camada pós-sal (acima da camada de sal). Acredita-se que os maiores reservatórios petrolíferos do pré-sal, todos praticamente inexplorados pelo homem, encontramse no Brasil (entre as regiões Nordeste e a sul), no Golfo do México e na costa ocidental africana. No Brasil, o conjunto de campos petrolíferos do pré-sal situa-se a profundidades que variam de a metros de lâmina d'água e entre e metros de profundidade no subsolo. A profundidade total, ou seja, a distância entre a superfície do mar e os reservatórios de petróleo abaixo da camada de sal, pode chegar a metros. O estrato do pré-sal ocupa uma faixa de aproximadamente 800 quilômetros de comprimento, ao longo do litoral brasileiro. A área, que tem recebido destaque pelas recentes descobertas da Petrobras, encontra-se no subsolo oceânico e estende-se do norte da Bacia de Campos ao sul da Bacia de Santos e desde o Alto Vitória (Espírito Santo) até o Alto de Florianópolis (Santa Catarina). Estima-se que lá estejam guardados cerca de 80 bilhões de barris de petróleo e gás, o que deixaria o Brasil na privilegiada posição de sexto maior detentor de reservas no mundo - atrás de Arábia Saudita, Irã, Iraque, Kuwait e Emirados Árabes. Definição O termo pré-sal é uma definição geológica que delimita um perfil geológico anterior à deposição de sal mais recente no fundo marinho. Já o termo sub-sal, que também é uma definição geológica, designa o que está abaixo do sal - não necessariamente sendo uma camada de rocha. Primeiras Descobertas Nas rochas da camada pré-sal existentes no mundo, a primeira descoberta de reserva petrolífera ocorreu no litoral brasileiro, que passou a ser conhecida simplesmente como "petróleo do pré-sal" ou "pré-sal". Estas também são as maiores reservas conhecidas em zonas da faixa pré-sal até o momento identificadas. Depois do anúncio da descoberta de reservas na escala de dezenas de bilhões de barris, em todo o mundo começaram processos de exploração em busca de petróleo abaixo das rochas de sal nas camadas profundas do subsolo marinho. Atualmente as principais áreas de exploração petrolífera com reservas potenciais ou prováveis já identificadas na faixa pré-sal estão no litoral do Atlântico Sul. Na porção sul-americana está a grande reserva do pré-sal no litoral do Brasil, enquanto, no lado africano, existem áreas pré-sal em processo de exploração (em busca de petróleo) e mapeamento de reservas possíveis no Congo (Brazzaville) e no 16

17 Gabão. Além do Atlântico Sul, especificamente nas áreas atlânticas da América do Sul e da África, também existem camadas de rochas pré-sal sendo mapeadas à procura de petróleo no Golfo do México e no Mar Cáspio, na zona marítima pertencente ao Cazaquistão. Nestes casos, foram a ousadia e o trabalho envolvendo geração de novas tecnologias de exploração, desenvolvidas pela Petrobras, que acabaram sendo copiadas ou adaptadas e vêm sendo utilizadas por multinacionais para procurar petróleo em camadas do tipo pré-sal em formações geológicas parecidas em outros locais do mundo. Algumas das multinacionais petrolíferas que estão procurando petróleo em camadas do tipo pré-sal no mundo aprenderam diretamente com a Petrobras, nos campos que exploram como sócias da Petrobras no Brasil. O Pré-Sal Brasileiro As reservas de petróleo encontradas na camada pré-sal do litoral brasileiro estão dentro da área marítima considerada zona econômica exclusiva do Brasil. São reservas com petróleo considerado de média a alta qualidade, segundo a escala API. O conjunto de campos petrolíferos do pré-sal se estende entre o litoral dos estados do Espírito Santo até Santa Catarina, com profundidades que variam de a metros de lâmina d'água e entre e metros de profundidade no subsolo, chegando, portanto a até metros da superfície do mar, incluindo uma camada que varia de 200m a 2.000m de sal. O geólogo e ex-funcionário da Petrobras, Márcio Rocha Mello, acredita que o pré-sal pode ser bem maior do que os 800 quilômetros já identificados, estendendo-se de Santa Catarina até o Ceará. Apenas com a descoberta dos três primeiros campos do pré-sal, Tupi, Iara e Parque das Baleias, as reservas brasileiras comprovadas, que eram de 14 bilhões de barris, aumentaram para 33 bilhões de barris. Além destas, existem reservas possíveis e prováveis de 50 a 100 bilhões de barris. A descoberta do petróleo nas camadas de rochas localizadas abaixo das camadas de sal só foi possível devido ao desenvolvimento de novas tecnologias como a sísmica 3D e sísmica 4D, de exploração oceanográfica, mas também de técnicas avançadas de perfuração do leito marinho, sob até 2 km de lâmina d'água. O pré-sal está localizado além da área considerada como mar territorial brasileiro, no Atlântico Sul, mas dentro da região considerada Zona Econômica Exclusiva (ZEE) do Brasil. É possível que novas reservas do pré-sal sejam encontradas ainda mais distantes do litoral brasileiro, fora da ZEE, mas ainda na área da plataforma continental, o que permitiria ao Brasil reivindicar exclusividade sobre futuras novas áreas próximas. Vale lembrar que alguns países nunca assinaram a Convenção das Nações Unidas sobre o Direito do Mar, e alguns dos que o fizeram não ratificaram o tratado. Origem O petróleo do pré-sal está em uma rocha reservatório localizado abaixo de uma camada de sal nas profundezas do leito marinho. Entre 300 e 200 milhões de anos havia um único continente, a Pangéia, que há cerca de 200 milhões de anos se subdividiu em Laurásia e Gondwana. Há aproximadamente 140 milhões de anos teve inicio o processo de separação entre as duas placas tectônicas sobre as quais estão os continentes que formavam o Gondwana, os atuais continentes da África e América do Sul. No local em que ocorreu o afastamento da África e América do Sul, formou-se o que é hoje o Atlântico Sul. Nos primórdios, formaram-se vários mares rasos e áreas semi-pantanosas, algumas de água salgada e salobra do tipo mangue, onde proliferaram algas e micro-organismos chamados de 17

18 fito plâncton e zooplâncton. Estes micro-organismos se depositavam continuamente no leito marinho na forma de sedimentos, misturando-se a outros sedimentos, areia e sal, formando camadas de rochas impregnadas de matéria orgânica, que dariam origem às rochas geradoras. A partir delas, o petróleo migrou para cima e ficou aprisionado nas rochas reservatórios, de onde é hoje extraído. Ao longo de milhões de anos e sucessivas Eras glaciais, ocorreram grandes oscilações no nível dos oceanos, inclusive com a deposição de grandes quantidades de sal, que formaram as camadas de sedimento salino, geralmente acumulado pela evaporação da água nestes mares rasos. Estas camadas de sal voltaram a ser soterradas pelo oceano e por novas camadas de sedimentos quando o gelo das calotas polares voltou a derreter nos períodos interglaciais. Estes microrganismos sedimentados no fundo do oceano, soterrados sob pressão e com oxigenação reduzida, degradaram-se muito lentamente e, com o passar do tempo, transformaram-se em petróleo, como o que é encontrado atualmente no litoral do Brasil. O conjunto de descobertas situado entre os estados do Rio de Janeiro e São Paulo (Bem-te-vi, Carioca, Guará, Parati, Tupi, Iara, Caramba e Azulão ou Ogun) ficou conhecido como "Cluster Pré-Sal", pois o termo genérico "Pré-Sal" passou a ser utilizado para qualquer descoberta em reservatórios sob as camadas de sal em bacias sedimentares brasileiras. Ocorrências similares sob o sal podem ser encontradas nas Bacias do Ceará (Aptiano Superior), Sergipe-Alagoas, Camamu, Jequitinhonha, Cumuruxatiba e Espírito Santo, no litoral das ilhas Malvinas, mas também já foram identificadas no litoral atlântico da África, no Japão, no Mar Cáspio e nos Estados Unidos, na região do Golfo do México. A grande diferença deste último é que o sal é alóctone (vindo de outras regiões), enquanto o brasileiro e o africano são autóctones (formado nessas regiões). Os nomes que se anunciam das áreas do Pré-Sal possivelmente não permanecerão, pois, se receberem o status de "campo de produção", deverão ser rebatizados segundo o artigo 3 da Portaria ANP nº 90, com nomes ligados à fauna marinha. Fig. 7: O Cluster do Pré-Sal 18

19 Geologia Como foi citado anteriormente, o Pré-Sal é uma camada de rocha formada por sal que delimita um conjunto de reservatórios petrolíferos mais antigos que os depósitos encontrados sobre a camada pós sal neoapitiniano e que na costa brasileira se estende desde o Alto Vitória e Santos, nas Bacias de Campos, até o Alto de Florianópolis respectivamente. Este sal foi depositado durante a abertura do oceano Atlântico, após a quebra do Gondwana (Jurássico Superior-Cretáceo) durante a fase de mar raso e de clima semi-árido/árido do Neoapitiniano (1 a 7 Ma). A análise de um perfil sísmico da Bacia de Santos nos leva a crer que existem ao menos quatro plays na região: O primeiro referente à fase Drift (turbiditos terciários similares aos da Bacia de Campos) acima do sal e mais três, abaixo do sal, referentes pós-rift (carbonatos e siliciclastos apitinianos de plataforma rasa) e ao sin-rift (leques aluviais de conglomerados). Em todos os casos a rocha-geradora é de toda a costa Leste brasileira, a formação Lagoa Feia. A área de ocorrência conhecida destes reservatórios é de 149 mil km² dos quais 42 mil km² (28%) já foram licitados e 107 mil km² (72%) ainda por licitar. A história da prospecção desta região começa no ano de 2000 durante a segunda rodada de licitações da ANP, onde foram arrematados os primeiros blocos de exploração nos limites entre os estados de São Paulo e do Rio de Janeiro. Na realidade, técnicos da Petrobras já especulavam a existência de hidrocarbonetos abaixo da camada de sal há mais de vinte anos. Porém as técnicas de aquisição e processamento dos dados sísmicos impossibilitavam uma melhor análise dos dados justamente devido à presença do sal. Por sua vez, sem um conjunto de informações minimamente confiáveis, não era possível justificar o investimento de centenas de milhões de reais na perfuração de um poço prospectivo, devido aos altíssimos custos em função novamente da presença da espessa camada de sal. Com a evolução das técnicas de processamento dos dados e da capacidade de processamento dos computadores foi possível avançar no conhecimento em subsuperfície, que levou ao encontro de indícios que justificariam o investimento bilionário. Quando não se fala do "Cluster Pré-Sal" na Bacia de Santos, as descobertas foram realizadas no play pós-rift em grandes profundidades com lâminas d água superiores a m e profundidades maiores que m, dos quais m de sal. As rochas geradoras são folhelhos lacustres da formação Guaratiba (do Barremiano/Aptiano e COT de 4%). O selo é formado por pelitos intraformacionais e, obviamente, o sal. A literatura científica afirma que os reservatórios encontrados são biolititos cuja origem está baseada nos estromatólitos da fase de plataforma rasa do Barremiano. A Extração de Petróleo da Camada Pré-Sal A descoberta de indícios de petróleo no pré-sal foi anunciada pela Petrobras em A existência de petróleo na camada pré-sal em todo o campo que viria a ser conhecido como présal foi anunciada pelo ex-diretor da ANP e posteriormente confirmada pela Petrobras em Em 2008 a Petrobras confirmou a descoberta de óleo leve na camada sub-sal e extraiu pela primeira vez petróleo do pré-sal. Em setembro de 2008, a Petrobras começou a prospectar petróleo da camada pré-sal em quantidade reduzida. Esta exploração inicial ocorre no Campo de Jubarte (Bacia de Campos), através da plataforma P-34. A Petrobras afirma já possuir tecnologia suficiente para extrair o óleo da camada. O objetivo da empresa é desenvolver novas tecnologias que possibilitem maior rentabilidade, principalmente nas áreas mais profundas. Um problema a ser enfrentado pelo país diz respeito ao ritmo de extração de petróleo e o destino desta riqueza. Se o Brasil extrair todo o petróleo muito rapidamente, este pode se esgotar em apenas uma geração. Se o país se tornar um grande exportador de petróleo bruto, 19

20 isto pode provocar a sobrevalorização do câmbio, dificultando as exportações e facilitando as importações; fenômeno conhecido como "mal holandês", que pode resultar no enfraquecimento de outros setores produtivos como a indústria e agricultura. A partir de agosto de 2011 a Petrobras iniciou uma experiência pioneira de captura e armazenamento de carbono em águas profundas, que consiste em absorver grandes quantidades de CO 2 existentes no pré-sal. 20

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