Pré Sal; Petróleo, Barreiro, Aljubarrota, Brasil. etc…

Pré Sal – Portugal/ Brasil

Este “ novo petróleo” foi descoberto na costa do Brasil, existe em todo o Atlântico  Sul, daí a sua existência em Portugal, Angola, Moçambique, etc…

Este tipo de exploração levanta problemas com grandes quantidades de CO2, com o qual têm de lidar, juntamente com outros.

As corporações dizem ser uma fonte de energia fóssil mais limpa que a do petróleo convencional, e que devido às tecnologias criadas, a quantidade de CO2 libertado vai ser controlado. Tornando assim o pré sal menos nocivo para a camada de ozono. Para isso contam com a tecnologia :

Captura e armazenamento de carbono.

Uma das técnicas das corporações para impingir as suas explorações é falar de trabalho. No Brasil sindicatos, grupos de trabalhadores das várias corporações, políticos e patrões juntam-se para responder aos ambientalistas.

Trabalhadores das refinarias, construção de gasodutos, transporte, etc criam campanhas pró exploração de petróleo, com slogans tipo: Pelo trabalho. Sim ao pré sal!

Já na politica a luta é pelos lucros. O interesse não é parar as explorações, mas sim desviar os ganhos da mão dos privados, para as “ Mãos Publicas” ( para o Estado).

O problema do “ Novo Petróleo” e de novas técnicas não convencionais de extração de petróleo é que se vai espalhar pelo mundo. Sendo assim não só vai manter os danos já reconhecidos dos seus empreendimentos, como vai multiplicá-los por várias vezes.

Para que se anda a estudar a população? Para se auto destruir? Qual o papel das universidades na sociedade? Criar condições para que cada um tenha “lugar” na sociedade por igual oportunidade? Ou Produzir peças humanas de uma máquina que se auto destrói?

Se trabalhar liberta! Quero continuar preso à natureza!

Que caminhos queremos deixar às gerações futuras?

  

Exploração Pré Sal! O que é?

Em Portugal algumas das reservas de petróleo identificadas são conhecidas como“ petróleo pré – sal. Esta formação de rocha petrolífera foi descoberta no Brasil, local onde é intensamente explorado. Sabe-se que existe também na costa africana, e em todo o Atlântico Sul.

Petróleo pré-sal, rochas sob a crosta terrestre formadas exclusivamente de sal, que formam a crosta oceânica. È aqui que está aprisionado o“ Novo Petróleo”.

As primeiras reservas foram encontradas no Brasil. Lá os campos petrolíferos do pré-sal  vão desde 1 a 2 km de lâminas de água e entre 4 a 6 km de profundidade do subsolo.

A origem desse depósito está ligada à deriva dos continentes e à formação do Atlântico Sul, na separação da América do Sul e da África

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”.

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.

O petróleo do pré-sal está em uma rocha reservatório localizada abaixo de uma camada de sal nas profundezas do leito marinho.

Entre 300 e 200 milhões de anos havia um único continente, a Pangeia, 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

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.

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.

A descoberta de indícios de petróleo no pré-sal foi anunciada pela Petrobras em 2006. A existência de petróleo na camada pré-sal em todo o campo que viria a ser conhecido como pré-sal foi anunciada pelo ex-diretor da ANP e posteriormente confirmada pela Petrobras em 2007. 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

Tecnologia

A prospecção do petróleo em grandes profundidades é feita principalmente por meio de atividades sísmicas

Por sua qualidade superior, o óleo encontrado no pré-sal de Tupi, na Bacia de Santos, com 28,5° API, traz boas perspetivas, mesmo diante dos altos custos de extração”. A Petrobras é a operadora desse campo, onde detém 65% de participação, sendo que a empresa britânica British Gas (BG Group) possui 25%, e a portuguesa Petrogal/Galp, 10%.

Quanto à qualidade do gás do pré-sal, Sampaio explica que se trata de um gás rico, no qual se encontra uma grande variedade de componentes intermediários (como propano, butano e outros) que permitem a extração de muitos produtos de alto valor. O ponto negativo, lembra Sampaio, é que o gás de alguns reservatórios do pré-sal é contaminado com uma grande quantidade de dióxido de carbono (CO2). Em Tupi, a presença de CO2 pode variar de 8 a 12%.

Vamos separar o CO2 do gás por meio da tecnologia de separação por membranas, desenvolvida por fornecedores. O equipamento identifica as moléculas separa-as. A contaminação desaparece, mas, evidentemente, o custo aumenta”

Entre os grandes desafios está o barateamento do custo de produção e do transporte do gás, da plataforma à costa, economicamente inviável se ocorrer apenas por gasodutos.


“Ainda assim, temos um projeto de construção de um gasoduto que ligará Tupi ao campo de Mexilhão, na Bacia de Santos”, diz Sampaio. Outras alternativas podem ser aplicadas, como 
GTL (gas to liquid)GTS (gas to solid). A primeira delas está sendo desenvolvida pela Petrobras em parceria com empresas estrangeiras que detêm essa tecnologia. A outra saída é a queima do gás, mas o limite de queima permitido pela ANP é muito inferior ao que deverá ser gerado na produção dos poços de petróleo do pré-sal. Assim, para que a produção dos poços da área do pré-sal tenha sucesso comercial, esse gargalo precisa ser resolvido.

Para a extração de petróleo, a grande dificuldade tecnológica relaciona-se menos à profundidade do que à instabilidade da camada de sal. A Petrobras possui vários poços de extração de petróleo em águas profundas e domina essa tecnologia, mas é a primeira vez que enfrenta o desafio de atravessar uma camada salina menos dura do que a rochosa, mas também menos estável. Essa tecnologia pioneira está sendo desenvolvida em parceria com o Núcleo de Transferência de Tecnologia (NTT) da Coordenação dos Programas de Pós-Graduação de Engenharia (Coppe) da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), que há anos trabalha em parceria com a Petrobras

A corrosão é também um obstáculo a ser enfrentado para a perfuração dos poços no pré-sal. Os tubos e as válvulas instaladas no fundo do mar terão de resistir à alta concentração de CO2 e enxofre de alguns poços, e à agressividade química do sal. Para lidar com esse problema, Sampaio informa que a Petrobras utiliza ligas de aço especiais, desenvolvidas por empresas multinacionais

A resistência do aço contra possíveis trincas no ambiente hostil do pré-sal deverá ser aumentada com a introdução no mercado da tecnologia CLC (Continuous on Line Control) pela Usiminas, prevista para 2011. A empresa fez um acordo de transferência dessa tecnologia com uma de suas acionistas, a japonesa Nippon Steel. Darcton Damião, diretor de pesquisa e inovação da Usiminas, explica que a tecnologia baseia-se num sistema de resfriamento acelerado das chapas de aço.

“É o estado da arte em resistência de aço que atenderá às necessidades da indústria de óleo e gás, sobretudo para operações no pré-sal”.

Outro importante desafio é compreender melhor a formação geológica do petróleo e do gás do pré-sal. O sucesso da exploração dos novos campos depende de uma maior familiaridade com as tão particulares características das rochas carbonáticas microbianas brasileiras, as únicas no mundo que alojam hidrocarbonetos. É preciso investigar mais sobre essas rochas e as três camadas rochosas onde estão o petróleo e o gás do pré-sal: rocha geradora, rocha reservatório e rocha selante (camada de sal).

Para isso, a Petrobras firmou uma parceria com a Universidade Estadual Paulista (Unesp).

Outras pesquisas sobre o pré-sal e formas de vencer seus desafios vêm sendo desenvolvidas em parcerias entre empresas, universidades e institutos de pesquisa, muitas em caráter sigiloso, visto que a exploração desse mercado parece muito atraente e envolve interesses concorrentes. Segundo Sampaio, não há barreiras para a produção originária das acumulações do pré-sal

Além disso, a Petrobras realiza parcerias tecnológicas no âmbito da Rede Galileu– uma rede de alto desempenho envolvendo quinze universidades brasileiras, especializada em mecânica computacional e visualização científica para solucionar seus problemas de engenharia – e em acordos de cooperação com várias universidades e institutos de pesquisa, como a Universidade Estadual Paulista (Unesp), Universidade de São Paulo (USP), Universidade Estadual de Campinas (Unicamp), Universidade Federal de São Carlos (UFSCar), Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Universidade Federal da Bahia (UFBA), Instituto de Pesquisas Tecnológicas do Estado de São Paulo (IPT) e outros.

Conforme informou a Petrobras, por meio de sua assessoria de imprensa, entre 2006 e 2009 a empresa investiu cerca de R$ 1,8 bilhão em universidades e institutos de pesquisa brasileiros. As obrigações dos contratos de concessão levaram a empresa a instituir o modelo de redes temáticas em 2006, e desde então o número de temas abordados cresceu. Hoje já são 50 redes, reunindo 80 instituições no país.

Participam também dos estudos e desenvolvimentos sobre o pré-sal diversas outras empresas de diferentes portes que atuam em mercados afins, com ou sem parcerias com a Petrobras – como os fornecedores SchlumbergerUsiminasBaker Hughes,Confab,StrataGeo,  Soluções Tecnológicas, Flamoil ServiçosLupatechFugro LasaPGS Petroleum Geo Services,CGG Veritas, entre outros

Grandes multinacionais concorrentes do próprio ramo do petróleo também se destacam na introdução de tecnologias desenvolvidas no mundo todo para exploração do pré-sal, como as norte-americanas Exxon, Amerada HessAnadarko, as portuguesas Galp e Partex, a espanhola Repsol, a anglo-holandesa Shell e a inglesa BG

    Novidades - 2013-01 Pre-Sal

Riscos Ambientais

Se muitas perspetivas econômicas apontam para a lucratividade dos negócios ligados ao pré-sal, o que dizer dos riscos ambientais envolvidos? O CO2, principal gás causador do efeito estufa, está presente em alta concentração nos hidrocarbonetos do pré-sal. Separá-lo do gás natural e re-injetá-lo num reservatório subterrâneo é uma das propostas de solução da Petrobras, que declarou intenções de não lançar o CO2 na atmosfera, o que exige mais investimentos e tecnologia.

Ainda que a concepção do processo de reinjeção do gás no subsolo tenha sucesso, o refino do petróleo, bem como a fabricação de seus derivados e os subprodutos de sua utilização são fortemente emissores de CO2, sem falar nos tradicionais riscos de vazamentos no mar e as sérias consequências sobre a vida marinha e as cadeias alimentares do planeta. Soluções para esses problemas também devem entrar na pauta dos investidores no pré-sal.

A obtenção da licença do Ibama para a prospecção do subsolo por atividades sísmicas depende da avaliação do estudo de impacto ambiental apresentado pela empresa que recebeu a concessão da área, em conformidade com as normas do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama). As áreas de águas rasas (de profundidade até 400 metros) e do entorno do Atol de Abrolhos (BA) – habitat de baleias jubarte – são protegidas pelo Ibama e não podem receber atividades de exploração. Mas suspeita-se que, nas regiões prospectadas, os pulsos sonoros da atividade sísmica possam ser causadores de desequilíbrios na fauna marinha, resultando em encalhes de golfinhos e baleias, bem como de alterações nos comportamentos de acasalamento e desova, e mesmo no desvio de rotas de tartarugas marinhas.

No Brasil:

Oportunidades de emprego e desenvolvimento da indústria

Como parte desse investimento, criamos uma série de ações estratégicas que garantem o desenvolvimento de toda a cadeia de bens e serviços, trazendo tecnologia, capacitação profissional e grandes oportunidades para a indústria.

Empresas que fazem parte da nossa cadeia de suprimentos, por exemplo, podem se beneficiar com o Programa Progredir, que facilita o acesso ao crédito bancário, e com os Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FIDCs), um financiamento exclusivo. Também participamos de importantes iniciativas para atender à crescente demanda por mão-de-obra, como o Prominp (Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural), que já qualificou mais de 88 mil profissionais. A expectativa é que mais de 200 mil profissionais sejam capacitados com o programa, em 185 categorias nos níveis médio, técnico e superior.

Experiência em andamento na Bacia de Santos visa diminuir emissões de gases que contribuem para o aquecimento global.

Está previsto para começar em Agosto, no poço Lula (ex-Tupi), na bacia de Santos, uma experiência pioneira no mundo, a captura e armazenamento de carbono (CCS, na sigla em inglês) em águas profundas.


Trata-se de uma maneira de absorver grandes quantidades de gás carbônico (CO2) contidas no petróleo do pré-sal para impedir que esse gás poluente alcance a atmosfera e contribua para o aquecimento global. Experiências semelhantes são realizadas em vários países e, no Brasil, a Petrobras já guarda há bastante tempo 
CO2 no subsolo do Recôncavo Baiano.

“Mas não se tem no mundo projeto de injeção de CO2 offshore a 300 quilômetros da costa e a uma profundidade de 2.200 metros”, diz Alberto Sampaio de Almeida, assistente da área de exploração e produção da Petrobras no pré-sal. Almeida conta que a tecnologia para extração de gás em projetos de CCS em terra evoluíram com rapidez depois que a preocupação com o aumento de gases do efeito estufa na atmosfera tornou-se um problema mundial.

termelétrica de Boundary, na província canadense de Saskatchewan, por exemplo, revende os gases capturados para serem usados na extração de restos de petróleo em poços maduros e na indústria química. No mar, a companhia petrolífera Statoil retira CO2 do gás natural extraído da costa da Noruega para reinjetá-lo em um aquífero de sal sob o reservatório.

Novos testes

Atualmente, a Petrobras concluiu as instalações para transporte e processamento de gás natural e CO2 na concessão Mexilhão, e de lá o gás misturado é levado por gasodutos até Caraguatatuba (SP). Mas ainda falta completar o transporte do CO2 novamente para o reservatório marinho, onde ele é usado para “empurrar” o petróleo para a superfície. O desafio para a construção dessas tubulações está na possível formação de compostos corrosivos que poderiam danificar o material, o que exigiu a utilização de metais mais resistentes do que normalmente são usados em poços.

A Petrobras deve testar três poços injetores – o primeiro para receber gás com CO2, o segundo apenas água e o terceiro água misturada com CO2, que, segundo Almeida, provavelmente será a melhor opção.

“O carbono com água funciona quase como um solvente em rochas carbonadas, tendo um efeito benéfico que aumenta o fator de recuperação do óleo”, diz Almeida, referindo-se à relação entre o óleo existente no reservatório e o que é possível extrair comercialmente.

O problema, tanto para a Petrobras como as empresas que extraem petróleo em outros locais em que variações dessa tecnologia está sendo usada, ainda é o custo. A empresa se recusa a divulgar o investimento já feito no processo, por se tratar de uma tecnologia experimental, mas relatório do governo da Noruega que investe no desenvolvimento do CCS há mais de dez anos, estima que pode representar um acréscimo de 20% a 30% no custo da exploração do petróleo

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Estudo realizado pelo governo americano chegou a uma conclusão semelhante e defende a criação de uma taxa sobre as emissões de CO2 para financiar o desenvolvimento da tecnologia.

Condições adversas

Projeto semelhante será adotado pela Petrobras, mas em condições bem mais adversas de profundidade e pressão. Em primeiro lugar, a empresa constatou que o teor de carbono do petróleo do pré-sal da Bacia de Santos é bem maior do que o registrado em outros locais. Em Campos, por exemplo, para cada metro cúbico de óleo extraído, há liberação de 150 m³ de CO2; enquanto em Santos, a proporção pode ser de 230 a 250 m³ para cada metro cúbico de óleo, uma proporção que chega a ser 20% maior.

“Tivemos que encontrar uma forma de produzir nesse campo com essa premissa, ou seja, para impedir que todo esse gás chegue à atmosfera”, explica Sampaio.


Trabalho, trabalhadores e petróleo!

 www.presal.org.br.  Quem Somos?

“Cresce em todo o país a luta por uma legislação para o setor petróleo que se contraponha ao modelo de concessões imposto pela atual Lei 9.478, criada em 1997 pelo governo neoliberal de Fernando Henrique Cardoso. Há mais de dez anos, nosso petróleo tem sido apropriado pelas empresas privadas. Já foram leiloados 711 blocos petrolíferos do Brasil, num total de 3.383 áreas colocadas em licitação. Neste período, o barril do petróleo saltou de 12 dólares para mais de US$ 100. São 72 grupos econômicos atuando no país em atividades de exploração e produção de petróleo e gás, dos quais metade são multinacionais.

O resultado é que 40% das reservas petrolíferas localizadas na área do Pré-Sal que já foi leiloada pertencem às empresas privadas. O Brasil não tem controle algum sobre o destino destas riquezas. Até mesmo a quantidade produzida é difícil de ser apurada. É o que acontece, por exemplo, com a Shell, que produz cerca de 60 mil barris por dia na Bacia de Campos, sem qualquer controle ou fiscalização do governo. Sem contar que o mesmo governo que criou a Lei 9478/97, impondo a abertura do setor, também vendeu aos acionistas privados 62% das ações da Petrobrás, sendo que 38% destas ações estão na Bolsa de Nova Iorque.

Somos trabalhadores brasileiros e queremos mobilizar todos os setores da sociedade civil organizada para somarem esforços em uma campanha nacional de conscienlização da população sobre a importância estratégica de se garantir o controle estatal e social das reservas brasileiras de petróleo e gás natural. Precisamos assegurar que as riquezas geradas por estes recursos energéticos sejam utilizadas em projetos estratégicos de desenvolvimento nacional que criem empregos, distribuam renda e melhorem a qualidade de vida das populações pobres do nosso país.

Por isso, precisamos urgentemente de uma nova legislação para garantir que as jazidas de petróleo e gás natural sejam controladas pelo Estado e utilizadas em benefício do povo brasileiro.

Objetivo

Lutamos por uma nova legislação para regular o setor petróleo, que garanta ao Estado brasileiro controlar e planejar onde serão investidos os recursos oriundos do Pré-Sal. Por isso, estamos coletando assinaturas para apresentarmos ao Congresso Nacional um projeto de lei de iniciativa popular, que consolide o monopólio estatal do setor petróleo, o fim das concessões para exploração das reservas brasileiras, a destinação social destas riquezas e o fortalecimento da Petrobrás enquanto empresa eminentemente pública.

 

 

Galp Energia e Mohave realizam primeiro poço de exploração no pré-sal do onshore português

A Galp Energia e a Mohave Oil & Gas Corporation, parceiras na exploração petrolífera no onshore português, iniciaram recentemente os trabalhos de perfuração do primeiro poço de exploração, o Alcobaça #1, na concessão Aljubarrota-3. Após as atividades de perfuração e teste do Alcobaça #1, que deverão prolongar-se por cerca de 45 a 55 dias, a Galp Energia tem a opção de adquirir uma participação de 25% em cada uma das outras seis concessões da Mohave Oil&Gas em Portugal.

mapa_portugal_campos_02Agosto2011_PTCom a aquisição de 50% da concessão Aljubarrota 3, que abrange aproximadamente 300.000 acres no onshore português, a Galp Energia aumentou o seu portfólio de exploração em Portugal, que incluía já várias participações em blocos offshore, nomeadamente participações de 30% em quatro blocos na bacia de Peniche e de 50% em três blocos na bacia do Alentejo.  

A aquisição, concretizada no início deste mês, representou mais um passo para a concretização da estratégia de aumento do portefólio de exploração da Galp Energia, centralizado nas suas áreas core, como é o caso da prolífica bacia do Atlântico. O foco exploratório continua assim em geografias, e respetivas geologias, nas quais a Galp Energia reuniu já relevantes conhecimentos, como é o caso de Portugal. A Galp Energia mantém também a sua estratégia de entrar nas primeiras fases de exploração de modo a continuar a captar o maior potencial de criação de valor.

A petrolífera angolana Sonangol anunciou neste sábado em comunicado uma descoberta “à escala internacional” no pré-sal das águas profundas angolanas.

Em comunicado enviado à agência Lusa, a Sonangol e a norte-americana Cobalt, operadoras do bloco 20, referem que, durante um teste, o poço Lontra “produziu um fluxo estável de 2.500 barris de condensados por dia e 39 milhões de pés cúbicos de gás em igual período”.

“O poço de exploração Lontra perfurou até uma profundidade total de mais de 4195 metros e penetrou aproximadamente 67 metros de espessura útil, de um reservatório de muito boa qualidade. A descoberta foi de um volume significativo de líquidos no intervalo de gás e um intervalo de petróleo bruto”, lê-se ainda no comunicado enviado à Lusa.

A Sonangol e a Cobalt acrescentam que para avaliar o potencial do reservatório descoberto vão ser necessários mais poços de exploração e avaliação, assim como testes adicionais.

Todavia, as duas empresas garantem que o poço Lontra “é uma descoberta à escala internacional” e que o reservatório contém mais gás natural do que o previsto.

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MUDAR O MUNDO, COMEÇANDO LOCALMENTE!

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