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O nome dos campos de petróleo

Enchova, Marlim Sul, Barracuda, Badejo etc, são nomes que fazem parte do dia-a-dia dos trabalhadores da Petrobras. Estes, e muitos outros seres submarinos, emprestam seus nomes aos campos de petróleo da plataforma continental brasileira. Mas como essa história começou?
É no mar que a Petrobras concentra seus maiores êxitos na exploração de petróleo e, foi em 1968, com a perfuração do primeiro poço na costa do Sergipe, que surgiu o primeiro campo de petróleo com nome de peixe: o Guaricema. A escolha do nome foi do geólogo José Carlos Braga, que se inspirou no livro "Os peixes do Brasil".
A partir desta data, todos os campos da plataforma continental passavam a ser batizados com nomes de peixes. As descobertas continuaram e, no final de 1969, foi a vez de Cioba. Logo vieram Dourado, Camorim, Tigre, Arraia e Robalo, este último em 1973. As descobertas ainda eram modestas e os nomes eram escolhidos sem muito critério.
Somente a partir de 1973 foram desenvolvidas normas para a escolha dos nomes dos campos. Deveria ser de um peixe brasileiro comum na região da descoberta. Outra determinação era evitar peixes com nomes vulgares. Tantas descobertas de campos de petróleo, geraram escassez de nomes de peixes, o que levou a Petrobras a escolher seres marinhos para o batizar seus campos. Assim nasceram Estrela do Mar, Caravela, Coral, Tartaruga, Cachalote, Jubarte, Baleia Franca, entre outros. Veja a galeria com as imagens e informações sobre alguns peixes e seres marinhos, que dão nome aos campos explorados pela Petrobras.


 



 

 



 



 



 



 



 




 




 

Fonte: Petrobras

A perfuração no mar

by Carlos Guedes | 17:41 in | comentários (0)

A perfuração no mar

No mar, as atividades de perfuração seguem etapas praticamente idênticas às da perfuração em terra. Nas perfurações marítimas, a sonda é instalada sobre plataformas (fixas ou móveis) ou navios de perfuração. Para operações em águas mais rasas, são utilizadas plataformas auto-elevatórias, cujas pernas se fixam no fundo do mar e projetam o convés sobre a superfície, livrando-o dos efeitos das ondas e correntes marinhas durante a perfuração. Em águas mais profundas, são empregadas plataformas flutuantes ou semi-submersíveis, que são sustentadas por estruturas posicionadas abaixo dos movimentos das ondas.

Também para águas profundas e, principalmente, em áreas sob condições de mar severas, são utilizados os navios-sonda. Sua estabilidade é conseguida pela movimentação de várias hélices, controladas por computador de acordo com os movimentos do mar, permitindo que a sonda, colocada sobre uma abertura no centro da embarcação, realize a perfuração.

Os poços perfurados têm denominações diferentes, de acordo com o objetivo do trabalho que está sendo realizado. O primeiro poço perfurado em uma área é chamado poço pioneiro. Os poços de extensão têm por finalidade delimitar o reservatório, enquanto os poços de desenvolvimento são aqueles perfurados para colocar o reservatório em produção. Por outro lado, nem sempre os poços são verticais. Hoje, é muito comum a perfuração de poços inclinados, chamados direcionais. Esta técnica é muito utilizada nas perfurações no mar, pois permite que de um mesmo ponto (plataforma) se perfurem diversos poços. Em terra, a perfuração de poços direcionais tem por objetivo vencer obstáculos naturais que dificultem o posicionamento da sonda, como pântanos, rios ou lagos, por exemplo.

O Brasil está entre os poucos países que dominam todo o ciclo de perfuração submarina em águas profundas e ultraprofundas (maiores que 2 mil metros). Em algumas partes do mundo, já foram feitas perfurações em lâminas d'água superiores a 2 mil metros e há projetos para dobrar esta marca. A Petrobras detém o recorde mundial de perfuração exploratória no mar, com um poço em lâmina d água de 2.777 metros. Existem poços, na Bacia de Campos, produzindo petróleo em lâmina d'água de até 1.877 metros.

Fonte: Petrobras

A Exploração no Brasil

No Brasil, a exploração de petróleo é tarefa muito complexa, não só pela extensão de nossa área sedimentar, superior a seis milhões de quilômetros quadrados, como pela natureza das bacias, que possuem um tipo de rocha de difícil exploração e com pouco petróleo. No mar, a dificuldade se mede pela profundidade da água em que se encontram os maiores reservatórios já localizados, de 200 a 2 mil metros de lâmina d'água.

O Brasil possui 35 bacias sedimentares principais, que se distribuem por mais de 6,4 milhões de quilômetros quadrados, sendo 4,9 milhões de quilômetros quadrados em terra e 1,5 milhão de quilômetros quadrados na plataforma continental, até a lâmina d'água de 3 mil metros. Destas, 19 são exclusivamente terrestres, sete são exclusivamente marítimas e as nove restantes são bacias costeiras, que se estendem de terra para a plataforma continental. Apesar dessa extensa área sedimentar e do grande número de bacias, 70% delas não registram descobertas de óleo ou gás em quantidades comerciais.

Todas as bacias sedimentares brasileiras foram pesquisadas pela Petrobras, com maior ou menor intensidade. Em algumas, houve descobertas logo na fase inicial de exploração, e o número de poços perfurados cresceu rapidamente. Em outras, esse sucesso não ocorreu. Os fatos mais importantes, nessa cruzada em busca do petróleo brasileiro, foram as descobertas, nas bacias terrestres, dos campos do Recôncavo baiano e de Sergipe e Alagoas, na década de 50; da Bacia do Espírito Santo, nos anos 70; e das bacias Potiguar, no Rio Grande do Norte, e do Solimões, no Amazonas, em meados dos anos 80.

No final da década de 60, o grande destaque foi a primeira descoberta de petróleo no mar, em lâmina d'água de 30 metros (Campo de Guaricema) no litoral de Sergipe. Depois de Guaricema, a Petrobras intensificou as suas campanhas exploratórias na plataforma continental brasileira e realizou várias descobertas de petróleo no litoral de vários estados. Na década de 70, o fato mais importante na área de exploração e produção foi a descoberta do campo de Garoupa (1974), na Bacia de Campos, no litoral do Estado do Rio de Janeiro, em lâmina d'água de 124 metros Já nos anos 80, as descobertas de campos gigantes de petróleo na região de águas profundas transformaram a Bacia de Campos na mais importante área produtora brasileira.

Um dos indicadores usados para medir o desempenho de uma empresa, na atividade de exploração de petróleo, é o índice de sucesso em poços exploratórios. A Petrobras tem apresentado resultados que a colocam entre as empresas mais eficientes do mundo. No período 1990/1999, o índice de sucesso médio para poços exploratórios foi de 35%, ou seja, para cada 100 poços perfurados, 35 mostraram a presença de óleo e/ou gás natural. Mundialmente, este índice é da ordem de 20%.

É importante informar que até a data de 06/08/1997, quando foi promulgada a Lei n.º 9.478/97, denominada a "Nova Lei do Petróleo", a Petrobras era a única empresa responsável pelas atividades de exploração e de produção de petróleo no Brasil, pesquisando, em maior ou menor grau de intensidade, todas as bacias sedimentares brasileiras. Após aquela data, a Petrobras passou a pesquisar apenas nas áreas de concessões a ela outorgadas, em 1998, pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), bem como nas áreas de concessões por ela obtidas nas  licitações conduzidas pela ANP.



Fonte: Petrobras

As Etapas da produção

by Carlos Guedes | 17:37 in | comentários (0)

As Etapas da produção

Uma vez descoberto o petróleo, normalmente são perfurados os poços de extensão (delimitação), para estimar as dimensões da jazida. A seguir, perfuram-se os poços de desenvolvimento, que colocarão o campo em produção. No entanto, isso só ocorre quando é constatada a viabilidade técnico-econômica da descoberta, ou seja, se o volume de petróleo a ser recuperado justificar os altos investimentos necessários à instalação de uma infra-estrutura de produção.

A fase seguinte é denominada completação, quando o poço é preparado para produzir. Uma tubulação de aço, chamada coluna de revestimento, é introduzida no poço. Em torno dela, é colocada uma camada de cimento, para impedir a penetração de fluidos indesejáveis e o desmoronamento das paredes do poço. A operação seguinte é o canhoneio: um canhão especial desce pelo interior do revestimento e, acionado da superfície, provoca perfurações no aço e no cimento, abrindo furos nas zonas portadoras de óleo ou gás e permitindo o escoamento desses fluidos para o interior do poço. Outra tubulação, de menor diâmetro (coluna de produção), é introduzida no poço, para levar os fluidos até a superfície. Instala-se na boca do poço um conjunto de válvulas conhecido como árvore-de-natal, para controlar a produção.

Algumas vezes, o óleo vem à superfície espontaneamente, impelido pela pressão interna dos gases. Quando isso não ocorre, é preciso usar equipamentos para bombear os fluidos. O bombeio mecânico é feito por meio do cavalo-de-pau, um equipamento montado na cabeça do poço que aciona uma bomba colocada no seu interior. Com o passar do tempo, alguns estímulos externos são utilizados para extração do petróleo. Esses estímulos podem, por exemplo, ser injeção de gás ou de água, ou dos dois simultaneamente, e são denominados recuperação secundária. Dependendo do tipo de petróleo, da profundidade e do tipo de rocha-reservatório, pode-se ainda injetar gás carbônico, vapor, soda cáustica, polímeros e vários outros produtos, visando sempre aumentar a recuperação de petróleo.

O petróleo segue então para os separadores, onde é retirado o gás natural. O óleo é tratado, separado da água salgada que geralmente contém, e armazenado para posterior transporte às refinarias ou terminais. Já o gás natural é submetido a um processo no qual são retiradas partículas líquidas, que vão gerar o gás liqüefeito de petróleo (GLP) ou gás de cozinha. Depois de processado, o gás é entregue para consumo industrial, inclusive na petroquímica. Parte deste gás é reinjetado nos poços, para estimular a produção de petróleo.


Fonte: Petrobras

Tipos de Plataformas

by Carlos Guedes | 17:15 in | comentários (0)

Tipos de Plataformas

A seguir você conhecerá os tipos de plataformas utilizados pela Petrobras e seus conceitos:
Plataformas Fixas - Foram as primeiras unidades utilizadas. Têm sido as preferidas nos campos localizados em lâminas d`água de até 200m. Geralmente as plataformas fixas são constituídas de estruturas modulares de aço, instaladas no local de operação com estacas cravadas no fundo do mar. As plataformas fixas são projetadas para receber todos os equipamentos de perfuração, estocagem de materiais, alojamento de pessoal, bem como todas as instalações necessárias para a produção dos poços.


Plataformas Auto-eleváveis - Sãos constituídas basicamente de uma balsa equipada com estrutura de apoio, ou pernas, que, acionadas mecânica ou hidraulicamente, movimentam-se para baixo até atingirem o fundo do mar. Em seguida, inicia-se a elevação da plataforma acima do nível da água, a uma altura segura e fora da ação das ondas. Essas plataformas são móveis, sendo transportadas por rebocadores ou por propulsão própria. Destinam-se à perfuração de poços exploratórios na plataforma continental, em lâmina d`água que variam de 5 a 130m.



Plataformas Semi-submersíveis - As plataformas semi-submersíveis são compostas de uma estrutura de um ou mais conveses, apoiada em flutuadores submersos. Uma unidade flutuante sofre movimentações devido à ação das ondas, correntes e ventos, com possibilidade de danificar os equipamentos a serem descidos no poço. Por isso, torna-se necessário que ela fique posicionada na superfície do mar, dentro de um círculo com raio de tolerância ditado pelos equipamentos de subsuperfície, operação esta a ser realizada em lamina d`água. Dois tipos de sistema são responsáveis pelo posicionamento da unidade flutuante: o sistema de ancoragem e o sistema de posicionamento dinâmico.

O sistema de ancoragem é constituído de 8 a 12 âncoras e cabos e/ou correntes, atuando como molas que produzem esforços capazes de restaurar a posição do flutuante quando é modificada pela ação das ondas, ventos e correntes.

No sistema de posicionamento dinâmico, não existe ligação física da plataforma com o fundo do mar, exceto a dos equipamentos de perfuração. Sensores acústicos determinam a deriva, e propulsores no casco acionados por computador restauram a posição da plataforma.

As plataformas semi-submersíveis podem ou não ter propulsão própria. De qualquer forma, apresentam grande mobilidade, sendo as preferidas para a perfuração de poços exploratórios.

Navios-sonda - Navio-sonda é um navio projetado para a perfuração de poços submarinos. Sua torre de perfuração localiza-se no centro do navio, onde uma abertura no casco permite a passagem da coluna de perfuração. O sistema de posicionamento do navio-sonda, composto por sensores acústicos, propulsores e computadores, anula os efeitos do vento, ondas e correntes que tendem a deslocar o navio de sua posição.




Plataformas tipo FPSO - Os FPSOs (Floating, Production, Storage and Offloading) são navios com capacidade para processar e armazenar o petróleo, e prover a transferência do petróleo e/ou gás natural. No convés do navio, é instalada um planta de processo para separar e tratar os fluidos produzidos pelos poços. Depois de separado da água e do gás, o petróleo é armazenado nos tanques do próprio navio, sendo transferido para um navio aliviador de tempos em tempos.

O navio aliviador é um petroleiro que atraca na popa da FPSO para receber petróleo que foi armazenado em seus tanques e transportá-lo para terra. O gás comprimido é enviado para terra através de gasodutos e/ou re-injetado no reservatório. Os maiores FPSOs têm sua capacidade de processo em torno de 200 mil barris de petróleo por dia, com produção associada de gás de aproximadamente 2 milhões de metros cúbicos por dia.

Fonte: Petrobras

Reservas Provadas

by Carlos Guedes | 17:11 in | comentários (0)

Reservas Provadas:




Reserva Provada Nacional Histórica de Óleo, LGN e Gás Natural
Ano Óleo (milhões bbl) Óleo e LGN (milhões
bbl)
Óleo e LGN (milhões m3) Gás Natural (milhões de boe) Gás Natural (milhões de m3) Óleo, LGN e
Gás Natural (milhões de boe)
Óleo, LGN e
Gás Natural (milhões de m3)
1953    11,7 11,7 1,9 5,1 808,6 16,8 2,7
1954 173,6 173,6 27,6 - - 173,6 27,6
1955 254,7 254,7 40,5 - - 254,7 40,5
1956 311,4 311,4 49,5 62,5 9.933,0 373,9 59,4
1957 409,4 409,4 65,1 67,7 10.762,0 477,1 75,8
1958 443,8 443,8 70,6 95,5 15.183,0 539,3 85,7
1959 506,5 506,5 80,5 - - 506,5 80,5
1960 563,1 563,1 89,5 114,0 18.129,2 677,1 107,6
1961 583,2 583,2 92,7 124,1 19.722,4 707,3 112,4
1962 627,9 627,9 99,8 86,0 13.671,7 713,9 113,5
1963 618,9 618,9 98,4 85,4 13.578,3 704,3 112,0
1964 677,4 677,4 107,7 109,9 17.475,8 787,3 125,2
1965 676,3 676,3 107,5 142,8 22.709,1 819,1 130,2
1966 713,4 713,4 113,4 168,4 26.770,9 881,8 140,2
1967 815,3 815,3 129,6 165,5 26.305,0 980,8 155,9
1968 871,6 871,6 138,6 184,8 29.386,3 1.056,5 168,0
1969 923,8 923,8 146,9 179,2 28.484,9 1.103,0 175,4
1970 882,1 882,1 140,2 181,7 28.888,3 1.063,8 169,1
1971 879,8 879,8 139,9 183,1 29.117,6 1.063,0 169,0
1972 822,8 822,8 130,8 176,7 28.092,7 999,5 158,9
1973 792,2 792,2 125,9 176,3 28.035,5 968,6 154,0
1974 773,8 773,8 123,0 181,5 28.854,5 955,3 151,9
1975 788,4 788,4 125,3 189,6 30.140,2 978,0 155,5
1976 904,9 904,9 143,9 243,3 38.683,1 1.148,2 182,5
1977 1.147,7 1.147,7 182,5 283,4 45.060,9 1.431,1 227,5
1978 1,158,0 1,158,0 184,1 312,7 49,715,8 1,470,8 233,8
1979 1.283,8 1.283,8 204,1 316,0 50.243,0 1.599,8 254,3
1980 1.364,6 1.364,6 216,9 353,6 56.210,4 1.718,1 273,2
1981 1.600,0 1.600,0 254,4 420,0 66.770,1 2.020,0 321,1
1982 1.855,2 1.855,2 295,0 505,4 80.348,7 2.360,6 375,3
1983 2.128,3 2.128,3 338,4 603,8 95.992,9 2.732,0 434,3
1984 2.379,5 2.379,5 378,3 623,0 99.047,8 3.002,5 477,3
1985 2.655,4 2.655,4 422,2 694,3 110.374,7 3.349,7 532,5
1986 2.904,6 2.904,6 461,8 723,5 115.029,3 3.628,1 576,8
1987 3.013,2 3.013,2 479,1 774,6 123.153,5 3.787,9 602,2
1988 4.816,2 4.848,4 770,8 1.111,9 176.768,9 5.960,3 947,6
1989 4.777,8 4.836,1 768,9 1.148,8 182.643,4 5.984,9 951,5
1990 4.451,1 4.513,2 717,5 1.082,0 172.018,6 5.595,2 889,5
1991 4.750,8 4.818,5 766,1 1.141,8 181.522,6 5.960,3 947,6
1992 4.891,9 4.965,9 789,5 1.211,0 192.534,1 6.176,9 982,0
1993 4.886,8 4.982,3 792,1 1.201,8 191.071,0 6.184,1 983,2
1994 5.281,8 5.374,6 854,5 1.250,2 198.760,8 6.624,8 1.053,2
1995 6.126,9 6.223,2 989,4 1.308,1 207.963,7 7.531,3 1.197,3
1996 6.595,7 6.680,9 1.062,1 1.406,2 223.561,7 8.087,1 1.285,7
1997 7.021,5 7.106,2 1.129,8 1.431,9 227.650,0 8.538,1 1.357,4
1998 7.265,8 7.357,5 1.169,7 1.421,2 225.943,8 8.778,7 1.395,7
1999 8.041,4 8.081,4 1.284,8 1.438,5 228.691,5 9.519,8 1.513,5
2000 8.240,0 8.288,7 1.317,8 1.359,0 216.051,6 9.647,7 1.533,8
2001 8.275,2 8.321,7 1.323,0 1.348,5 214,390.5 9.670,2 1.537,4
2002 9.509,8 9.556,8 1.519,4 1.451,8 230.811,9 11.008,5 1.750,2
2003 10.535,45 10.612,80 1.687,30 1.988,80 316.182,60 12.601,60 2.003,40
2004 10.977,18 11.053,45 1.757,31 1.969,10 313.051,83 13.022,53 2.070,36
2005 11.302,55 11.364,75 1.806,80 1.867,76 296.941,32 13.232,52 2.103,74
2006 11.591,45 11.671,11 1.855,50 2.082,16 331.026,58 13.753,27 2.186,53
2007 11.722,46 11.801,72 1.876,27 2.117,94 336.714,81 13.919,66 2.212,98
2008 11.899,64 11.969,28 1.902,91 2.123,63 337.619,94 14.092,91 2.240,53
Dados baseados no critério de estimativa de reservas da SPE, que foi implantado de 1998 em diante.
Para os anos anteriores foi elaborada uma regra de conversão, respeitando a classificação de reservas utilizadas anteriormente pela Petrobras. O código anterior dava mais ênfase ao aspecto volumétrico (certeza na existência dos volumes) que no aspecto econômico (certeza na economicidade da reserva), apresentando um maior detalhamento na classificação dos volumes das reservas provadas.
Os valores apresentados pela Petrobras referem-se apenas aos seus interesses nas concessões, ou seja, o volume de reserva correspondente ao percentual de participação, firmado em contrato, com os demais sócios em uma determinada concessão de produção.
Atualização Anual
Última atualização: Janeiro de 2009