Perfuração próxima a domos salinos

Estruturas salinas podem indicar a existência de acumulações de hidrocarbonetos, o que será confirmado apenas com a perfuração de um poço. No entanto, sabe-se da tarefa desafiadora que é perfurar zonas de sal devido ao seu comportamento plástico, podendo fechar o poço em questão de dias. É importante ressaltar que esse comportamento é variável e dependente da mobilidade e de algumas propriedades das rochas salinas. Halitas são menos estáveis que as anidritas, por exemplo.

De forma semelhante, ou até mais problemática, a perfuração nas proximidades de domos salinos é um grande desafio devido à área de influência deles. Alguns dos problemas encontrados estão associados à presença de gases rasos (shallow gas), à perda de correlação geológica e à instabilidade de poços nas vizinhanças dos domos.

Gases rasos situados em profundidades superiores à região de interesse exploratório, podem ser pressurizados, assim como pressurizar as formações e proximidades dos domos salinos. Isso restringe, dificulta e encarece a chegada no reservatório.
A figura abaixo ilustra essa situação.

A existência de estruturas salinas pode resultar em perda de correlação geológica, pois não se pode determinar os topos litológicos com precisão razoável, o que resulta em problemas de controle de poço. Uma zona pressurizada pode ser encontrada a uma profundidade diferente da esperada, por exemplo.

Além disso, o estado de tensões nas zonas próximas a domos salinos faz com que a tensão de sobrecarga não seja a principal, provocando instabilidade. Uma solução para esse problema inclui a perfuração de um poço direcional posicionado considerando o estado de tensão provocado. Contudo, o intervalo de influência não é muito grande, sendo os efeitos imperceptíveis para distâncias na ordem de 500 metros ou maiores que o domo.

Lucas Goulart

Diretoria de Projetos do
Portal do Petroleiro

Graduando em Engenharia de
Petróleo

Referência

ROCHA, Luiz Alberto Santos; AZEVEDO, Cecília Toledo de. Projetos de Poços de Petróleo: Geopressões e Assentamento de Colunas de Revestimentos. 2. ed. Rio de Janeiro: Interciência: Petrobras, 2009. 561 p.

Tectônica de Placas

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A partir de análises, podemos distinguir ambientes onde ocorrem diferentes processos geológicos. O planeta Terra está constantemente sofrendo alterações tanto em sua superfície como em seu interior. E o movimento das placas tectônicas é o resultado dessas alterações internas e é a causa delas na superfície terrestre.

A crosta terrestre, mais precisamente a litosfera, está quebrada em um determinado número de placas rígidas, que se deslocam com movimentos compressionais, distensionais e cisalhantes. Abaixo, a Falha de San Andreas, na Califórnia, mostrando a estrutura geológica resultante do movimento cisalhante entre as placas do Pacífico e a Norte-americana. A falha é famosa por produzir grandes e devastadores sismos, como o de 1906 magnitude 8 na escala Richter.

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Essas movimentações ocorrem porque a Litosfera, mais leve e fria, praticamente “flutua” sobre o material mais quente e denso e parcialmente fundido, existente no topo da Astenosfera. É nessa parte viscosa, dos primeiros 200 km da Astenosfera, que são geradas as correntes de convecção, supostamente o mecanismo que proporciona a movimentação das placas tectônicas.

As placas deslizam ou colidem uma contra as outras a uma velocidade variável de 1 a 10 cm ao ano. Nas regiões onde elas se chocam ou se atritam, crescem deformação nas rochas e, periodicamente nesses pontos, acontecem os grandes terremotos. É também próximo das bordas das placas que o material fundido mais especificamente o magma, existente no topo da Astenosfera, ascende até a superfície e derrama-se ao longo de fissuras, ou através de canais para formar os vulcões.

Apesar de os terremotos e vulcões normalmente ocorrerem próximo aos limites das placas, excepcionalmente, podem acontecer terremotos nas regiões internas das placas. Existem 3 tipos de contatos entre as placas tectônicas proporcionados por movimentações com sentido divergente, convergente, de deslocamento horizontal ou falha transformante. 

Yara Izabelle Coswosk
Diretoria de Projetos do Portal do Petroleiro
Graduanda em Engenharia de Petróleo
Fonte:
Apolo11 – Curiosidades e Conhecimento. Conheça a Deriva Continental e as Placas Tectônicas. Disponível em: www.apolo11.com/curiosidades.php?posic=dat_20060110-084859.inc

https://pt.wikipedia.org/wiki/Placa_tect%C3%B3nica#/media/Ficheiro:Limitesdeplacastect%C3%B3nicas.PNG

https://renovamidia.com.br/134-pequenos-terremotos-detectados-na-falha-de-san-andreas-em-apenas-uma-semana/

Petroleiros são atacados no Golfo de Omã

Explosões desativaram dois petroleiros no Golfo de Omã
nesta quinta-feira, forçaram as tripulações a evacuar e deixaram um navio em
chamas, um mês depois de quatro petroleiros terem sido danificados na mesma
área.
Horas depois de os dois navios terem sido atingidos, o secretário de Estado dos
EUA, Mike Pompeo, disse em Washington que a inteligência revista por
autoridades americanas mostrou que o Irã era responsável, perturbando uma
região já instável pelo crescente conflito entre o Irã e os Estados Unidos e
alguns de seus aliados.
As fricções se tornaram tão intensas que outras nações pediram a todos que
mantivessem a calma, em vez de provocar uma guerra total. Na quarta-feira, o
primeiro-ministro do Japão, Shinzo Abe, que visitava o Irã e tentava preencher
a lacuna entre o Irã e os Estados Unidos, alertou sobre o risco de entrar em
conflito militar.
Autoridades iranianas negaram qualquer envolvimento em ataques contra
navios-tanque. Mas no final de maio, John R. Bolton, conselheiro de segurança
nacional do presidente Trump, disse que o Irã era “quase certamente”
responsável pelos incidentes anteriores, e Pompeo concordou, dizendo que eles
eram “esforços dos iranianos para elevar o preço de óleo cru.”

Figura 1: Localização do ataque aos petroleiros 

Trump repudiou o acordo de 2015 que limita o programa nuclear do Irã, e
recentemente ele se retirou para cortar as exportações de petróleo do Irã e
enviou forças militares adicionais para a região . Em resposta, o Irã
recentemente ameaçou bloquear o Estreito de Ormuz, o acesso crucial ao Golfo
Pérsico, e disse que pode reduzir sua conformidade com partes do pacto nuclear.
A facção Houthi no Iêmen, apoiada pelo Irã, lançou recentemente ataques contra
alvos na Arábia Saudita , incluindo oleodutos, alimentando temores de um conflito
mais amplo.
Após estes supostos ataques aos dois petroleiros, os contratos futuros do
petróleo subiram até 4% nesta quinta-feira.
Grande parte do petróleo e gás do mundo vem da área do Golfo Pérsico. Parte
dela sai da região por meio de oleodutos, mas uma parte significativa é
transportada por navios que devem atravessar o Estreito de Hormuz e o Golfo de
Omã. Os preços do petróleo subiram mais de 3% nos mercados mundiais nas horas
após as explosões nesta quinta-feira.
“Precisamos lembrar que cerca de 30% do petróleo bruto do mundo passa pelo
Estreito. Se as águas estão se tornando inseguras, o fornecimento para todo o
mundo ocidental pode estar em risco”, disse Paolo d’Amico, presidente da
Associação Internacional dos Proprietários Independentes de Navios-Tanques, em
um comunicado.
As autoridades iranianas sugeriram que o dano aos petroleiros era para impedir
o diálogo amigável e provocar agressão. 
Entre os militares americanos e oficiais da inteligência na região do Golfo
Pérsico, a suspeita recaiu imediatamente sobre a possível cumplicidade iraniana.
Um avião de vigilância da Marinha P-8 sobrevoando os petroleiros afetados
avistou uma mina não explodida presa ao casco do Kokuka Courageous. A chamada
mina de limpet, reportada pela primeira vez pela CNN, lembra o tipo de
explosivo que os investigadores acreditam ter sido usado contra outros quatro
navios no mês passado, disse a autoridade.

Gerlison
Lopes Pinto
Diretoria de Projetos Portal do Petroleiro
Graduando em Engenharia de Petróleo

FONTE:
[1] Matéria sobre ataque a dois petroleiros no Golfo de Omã, pode ser
encontrada em, https://www.nytimes.com/2019/06/13/world/middleeast/oil-tanker-attack-gulf-oman.html

Energia eólica offshore do Brasil

IMAGEM MERAMENTE ILUSTRATIVA

A geração de energia eólica que utiliza o vento como fonte de energia primária para gerar eletricidade, ocupa a segunda posição entre as principais fontes de energia no país, superada apenas pela hidroeletricidade. O constante crescimento da eólica nos últimos anos fez o Brasil alcançar, em 2017, a 8ª colocação no ranking mundial que mede a capacidade instalada de geração.
Uma das estratégias do Plano de Negócios e Gestão 2018 da Petrobrás, foi a preparação da companhia para um futuro baseado em uma economia de baixo carbono, a partir da redução de emissões de CO2, do investimento em novas tecnologias e de negócios de alto valor em energia renovável. Em consonância com essa estratégia, será instalada até 2022 a primeira planta eólica do Brasil em alto-mar, no polo de Guamaré, no Rio Grande do Norte.
A nova planta que ainda está em fase de projeto, será um piloto e desenvolverá a capacidade de geração eólica. Já se conta com quatro parques de Mangue Seco, em terra no Rio Grande do Norte. A escolha da região não é aleatória, dado que o potencial eólico offshore do Rio Grande do Norte juntamente com o Ceará é de cerca de 140 GW (gigawatts), o equivalente a mais de dez vezes a capacidade e 90% da potência total instalada hoje no Brasil.
A planta offshore foi apresentada em Agosto de 2018 na nona edição do congresso Brazil Windpower, no Rio de Janeiro, voltado para o segmento eólico. O projeto foi destaque do debate “Existe futuro para a energia eólica offshore no Brasil?”, que encerrou o evento. Participaram da sessão o gerente de Melhorias nos Ativos de Energia Clóvis Correa Neto e o engenheiro de equipamentos Ezequiel Malateaux, pesquisador da área de Eficiência Energética no Centro de Pesquisas da Petrobrás, que relatou as experiências e expectativas da companhia para eólica offshore.
Segundo Ezequiel, os estudos para a implantação de um projeto piloto já estão avançados. Onde para chegar a esse ponto, foi elaborado um atlas que retratou o potencial eólico nos litorais potiguar e cearense e foram firmadas parcerias com as universidades federais do Rio Grande do Norte (UFRN), de Juiz de Fora (UFJF) e do Rio de Janeiro (UFRJ). Além disso, já foram concluídas algumas etapas previstas para a instalação do projeto.
Ezequiel ainda disse que há indicativos de elevado potencial para exploração offshore da energia eólica nos litorais do Nordeste, do Rio de Janeiro e do Sul do Brasil.
Hoje o país já se destaca na geração eólica, com 15,1 GW de capacidade instalada. Esse volume corresponde a 9,2% da matriz energética brasileira. No Brasil, há 534 parques eólicos, em 12 estados, com mais de 6.600 aerogeradores em terra de uma energia limpa, que não emite CO2 durante a operação, números divulgados pela Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEólica), instituição que congrega e representa toda a cadeia produtiva da indústria de energia eólica no país, que resultam da boa qualidade dos ventos brasileiros, que têm fator de capacidade médio de 41,8 %, contra 25 %, na média mundial. Esse índice reflete a proporção entre a produção efetiva de uma planta e sua capacidade total máxima em determinado período.
Para Clovis, o potencial offshore é muito expressivo e a companhia se beneficia de sua experiência em Exploração e Produção para participar desse processo. Uma vantagem do nosso país é que os litorais do Rio Grande do Norte e do Ceará contam com uma vasta área com profundidades inferiores a 50 m — em alguns casos, a distâncias de até 70 km em relação à costa — condição que permite a utilização de subestruturas mais simples para a geração eólica offshore.

Gerlison Lopes Pinto
Diretoria de Projetos Portal do Petroleiro
Graduando em Engenharia de Petróleo

FONTES:
[1] http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/estamos-desenvolvendo-o-primeiro-projeto-piloto-de-energia-eolica-offshore-do-brasil.htm
[2]
https://g1.globo.com/natureza/blog/andre-trigueiro/noticia/2019/04/11/vento-alcanca-segundo-lugar-na-matriz-eletrica-do-brasil.ghtml

Produção de etanol de segunda geração

Uma área energética que está sendo explorada vigorosamente por grandes empresas, é a do etanol de segunda geração. Esse álcool, é obtido através do tratamento de materiais lignocelulósicos, ou seja, de origem vegetal (fonte de energia renovável). 

Historicamente, tais materiais têm sido utilizados pelo homem para obter energia. Um exemplo é a queima da madeira, que era utilizada para garantir energia térmica, energia luminosa e auxiliar no combate aos predadores. Com a chegada da Revolução industrial, o carvão mineral se tornou a principal fonte de energia. Depois, com a invenção do motor a explosão, descobriu-se que era possível utilizar o petróleo como combustível e fonte de energia. 

Um dos grandes fatores que vem contribuindo para as pesquisas nessa área, é o fato de que os resíduos utilizados para a sua produção eram descartados, sem nenhum aproveitamento. E agora com o surgimento dessa nova tecnologia, pode-se utilizar materiais como: bagaço da cana-de-açúcar, palha da cana-de-açúcar, borra de café, farelo de trigo, milho, entre outros.

A escolha do melhor material, irá depender da atividade enzimática em cada substrato. Ou seja, dependendo do item escolhido, ele terá uma maior eficiência para a produção em relação ao outro. E a atividade enzimática irá indicar quanto de açúcar solúvel será produzido durante o processo para posterior fermentação e obtenção do álcool.

O processo de obtenção do etanol celulósico irá ocorrer mediante o tratamento da lignina e da hemicelulose, e a quebra da celulose, que juntos formam a parede celular vegetal. As etapas serão as seguintes:

1. COLETA DO SUBSTRATO
Podendo ser os materiais lignocelulósicos citados anteriormente.

2. PRÉ TRATAMENTO DO SUBSTRATO
O objetivo do pré-tratamento é remover a lignina e a hemicelulose, aumentar o tamanho dos poros e reduzir a cristalinidade da celulose, tornando os polissacarídeos acessíveis para a produção de celulases. O pré-tratamento da biomassa pode ser do tipo biológico, físico ou químico. Sendo um destes, o tratamento com peróxido de hidrogênio. 

3. PRODUÇÃO DAS ENZIMAS
As enzimas são proteínas que catalizam (aceleram) reações químicas. Elas serão responsáveis pela degradação da celulose, principal composto presente nas células vegetais. A enzima mais utilizada para essa função é a celulase, que será obtida através da digestão de carbono de fungos e bactérias. 

4. HIDRÓLISE DA CELULOSE
Na quarta etapa, as celulases irão entrar em contato com o substrato utilizado e irá acontecer a hidrólise enzimática, ou seja, a quebra da celulose. Por isso que o etanol de segunda geração também é chamado de etanol celulósico. Após a hidrólise, será obtido o chamado vinho fermentado, que possui leveduras, açúcar não fermentado e cerca de 10% de etanol. 

5. DESTILAÇÃO DA MISTURA
Como temos agora um produto que é uma mistura, mas queremos apenas um deles, podemos utilizar a destilação que tem como princípio de funcionamento: separar misturas através do aquecimento. Sendo assim, o líquido é colocado em colunas de destilação, nas quais ele é aquecido até evaporar. Na evaporação, seguida da condensação (transformação em líquido), é separado o vinho do etanol. Com isso, temos a obtenção do etanol de segunda geração. 

*Essas etapas podem ainda passar por processos de reaproveitamento e purificação. Sendo elas as mais básicas mediantes as novas tecnologias que estão sendo estudas no mercado. 

Ighor de Sousa 
Diretoria de Projetos do Portal do Petroleiro
Graduando em Engenharia Química

Referências

CASTRO, A. M. D., PEREIRA JR, N. Produção, propriedades e aplicação de celulases na hidrólise de resíduos agroindustriais. Química Nova, v. 33, p. 181-188, 2010.

COUGHLAN, M. P.; LJUNGDAHL, G. Biochemistry and Genetics of Cellulose Degradation. London:Academic Press Limited,1988, p.11- 30.

GOULD, J. M. Studies on the mechanism of alkaline peroxide delignification of agricultural residues. Biotechnology and Bioengineering, 27(3):225-231, 1985.

RABELO, S. C. Avaliação de desempenho do pré-tratamento com peróxido de hidrogênio alcalino para a hidrólise enzimática de bagaço de cana-de-açúcar. 2007. 180 f. Dissertação ( mestrado em engenharia química) – programa de pós graduação em engenharia química, Universidade Estadual de Campinas (UNICAMP), Campinas, 2007.

RAHARDJO, Y.S.P, TRAMPER, J., RINZEMA, A. Modeling conversion and transport phenomena in solid-state fermentation: a review and perspectives. Biotechnology Advances, v.24, p.161-179, 2006.

SÁNCHEZ C. Lignocellulosic residues: Biodegradation and bioconversion by fungi. Biotechnology Advances, v.27, p.185–194, 2009. 

Coleta de dados do reservatório por testemunhagem

É por meio da coleta de
dados do reservatório que os geólogos e os engenheiros podem estimar o seu
volume, teor de fluidos, produtividade e potencial para desenvolvimento.
Entretanto, esse processo não é apenas realizado na fase de planejamento de
desenvolvimento e avaliação do ciclo de vida do campo, mas também durante a sua
produção por meio do gerenciamento de desempenho do poço.

Basicamente, os métodos
de coleta de dados são diretos, pois proporcionam inspeção visual ou pelo menos
uma medição direta de propriedades, e indiretos, pelos quais se infere
parâmetros a partir de uma série de medições. Entre os métodos diretos estão a
testemunhagem, amostragem lateral, perfilagem de lama, amostragem de pressão de
formação, amostragem de fluidos. Já entre os métodos indiretos estão a
perfilagem com cabos, perfilagem simultânea à perfuração ou logging while
drilling
– LWD, e de dados sísmicos.

Sem os dados coletados
antes do início da produção, não é possível prever o procedimento do
reservatório sob condições dinâmicas, ou seja, nenhuma simulação significativa
poderia ser feita.

A
testemunhagem, um dos métodos referidos anteriormente, é realizada em meio às
operações de perfuração, com a utilização de um conjunto especial na tubulação
que abrange a broca e um barril de testemunhos, como pode ser visto na figura
exemplo abaixo.

Ao contrário de uma broca
de perfuração normal, que quebra a formação em cascalhos, a de testemunhos pode
ser vista como um cilindro oco com um arranjo de “cortadores externos”. Dentro
do sulco permanece um cilindro de rocha da formação que se move para dentro do
barril à medida que o processo continua. Os diâmetros dos testemunhos variam
tipicamente de 7,62 a 17,78 cm e costumam ter 27,432 m de comprimento, a
depender das condições do poço e formação.

É desejável que a amostra
seja não perturbada e contínua de testemunhos do reservatório para que
propriedades físicas possam ser estabelecidas por medições diretas em laboratório,
proporcionando descrição do ambiente deposicional, de aspectos sedimentares e
da história diagenética da sequência.

Após a retirada dos testemunhos
do poço, uma série de procedimentos são adotados para que eles fiquem intactos
e para minimizar qualquer alteração ou dano à amostra ou aos fluidos contidos.
Sua manipulação é um procedimento delicado e importante, pois mudanças em suas
propriedades originais devido à alteração de mineralogia de argila de formação,
precipitação de minerais ou evaporação de fluidos de poros causarão erros em
medições petrofísicas. O fato é que avanços tecnológicos e procedimentais têm
sido feitos objetivando diminuir fricção, invasão de filtrado, reter fluidos e
manter a integridade das rochas.

Pequenos cilindros de 5
cm de comprimento e 3 cm de diâmetro permite fazer análises rotineiras de
testemunhos, o que inclui determinar a porosidade, permeabilidade, saturação de
fluidos, massa específica de grão. Enquanto análises especiais incluem medições
através de testes elétricos, de permeabilidade relativa, de pressão capilar e
de testes de força.

Lucas Goulart

Diretoria de Projetos do
Portal do Petroleiro

Graduando em Engenharia
de Petróleo


Referência

JAHN, Frank et al. Introdução
à Exploração e Produção de Hidrocarbonetos
. 2. ed. Rio de Janeiro:
Elsevier, 2012. 491 p.

Irã diz que qualquer conflito pode levar o barril a US$100

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EUA E IRÃ

O
Irã e os Estados Unidos têm apresentado um confronto mais duro, um ano após os americanos terem deixado um acordo nuclear entre iranianos e potências globais
que visava limitar o programa nuclear em troca da retirada de sanções
internacionais.

O presidente americano, Donald Trump, reimpôs as sanções no ano passado e as endureceu em maio, quando ordenou a
todos países que parassem compras de petróleo iraniano. No ultimo mês, os
EUA também sinalizaram um confronto militar, dizendo que estavam enviando forças
extras para o Oriente Médio em resposta a ameaças do Irã.

De acordo com o assessor militar do aiatolá iraniano Ali Khamenei, as  embarcações militares dos
Estados Unidos no Golfo estão sob alcance de mísseis iranianos, alertando que
qualquer conflito entre os dois países pressionaria os preços do petróleo,
levando-os para acima de 100 dólares o barril.

Segunda a rede de noticias FarsUm
importante assessor militar do aiatolá, Yahya Rahim Safavi, disse que
os Estados Unidos têm conhecimento de que suas forças militares na região estão
dentro do alcance de mísseis terrestres de sua Guarda Revolucionária.

“O primeiro tiro
disparado no Golfo Pérsico irá pressionar os preços do petróleo para acima de
100 dólares. Isso seria insuportável para a América, a Europa e os aliados dos
EUA, como Japão e Coreia do Sul”

Trump disse na semana
passada esperar que o Irã possa sentar à mesa de negociações para a obtenção de
um novo acordo. O presidente iraniano
Hassan Rouhani sugeriu no sábado que o Irã pode se dispor a conversas se os EUA
mostrarem respeito, mas disse que o país não será pressionado a negociar.

Situação do Petróleo

O barril de petróleo, já viu seus preços despencarem cerca de 20% comparado com o pico registrado em 2019, no final de abril, com os futuros do petróleo
Brent ameaçando cair abaixo de 60 dólares por barril pela primeira vez desde
janeiro.

As
derrocadas nos preços vêm em meio a uma desaceleração econômica e uma escalada
global de tensões comerciais, especialmente entre Estados Unidos e China.

De acordo com o banco norte-americano Morgan Stanley,

“A contínua escalada das tensões comerciais e uma ampla
queda na indústria… sugerem que os riscos de revisão para baixo no
crescimento estão ficando mais proeminentes”

e o Banco ANZ, 

“Projeções no mercado sobre uma recessão global não
ajudaram o sentimento”

A desaceleração econômica não assusta
apenas os traders do mercado financeiro, que estão retirando dinheiro dos
futuros da commodities de energia para colocá-lo em ativos vistos como seguros, como o ouro.

Ela também está começando a
impactar os preços físicos da energia, conforme consumidores seguram novos
pedidos, em um sinal de que uma desaceleração real já pode ser sentida.

João V.
Diretor de Projetos do Portal do Petroleiro
Graduando em Engenharia de Petróleo

FONTE:

[1] Matéria sobre conflito entre Irã e EUA, pode ser encontrada em, https://br.reuters.com/article/worldNews/idBRKCN1ST2CA-OBRWD

[2] Matéria sobre conflito entre Irã e EUA, pode ser encontrada em,https://www.tnpetroleo.com.br/noticia/ira-diz-que-qualquer-conflito-no-golfo-levaria-petroleo-a-mais-de-us100/
[3] Matéria sobre desaceleração econômica, pode ser encontrada em, https://br.reuters.com/article/businessNews/idBRKCN1T51PP-OBRBS

Desafios do Pré-Sal

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                                IMAGEM MERAMENTE ILUSTRATIVA

O pré-sal apresenta um enorme potencial para a economia brasileira, dado o grande volume de produção esperado bem como a alta qualidade do óleo extraído dessa região. Tais características conferem ao Brasil um protagonismo mundial na exploração e produção de petróleo e gás natural em ambiente offshore.

Sendo o setor de petróleo e gás natural responsável pela maior parte dos investimentos na economia brasileira, participando com mais de 10% da Formação Bruta de Capital Fixo do País (BNDES, 2018), os recursos oriundos das atividades de exploração e produção de hidrocarbonetos são fundamentais para contribuir para o desenvolvimento econômico, por meio do financiamento de projetos científicos e tecnológicos, da cadeia produtiva da indústria de petróleo e gás natural e, também, na promoção da eficiência energética.

O pré-sal possui um potencial de atração de investimentos para a indústria petrolífera da ordem de R$ 2,5 trilhões nos próximos dez anos, além da possibilidade de arrecadação, pelo governo federal de cerca de R$ 1,8 trilhão em tributos e royalties ao longo de 30 anos, caso consiga realizar o leilão do óleo excedente dos campos da área da Cessão Onerosa, na Bacia de Santos.

O PNE 2050 compreende um período longo, durante o qual uma série de incertezas relacionadas aos riscos geológicos, de operação, de infraestrutura e até mesmo ao cenário político nacional, podem influenciar direta ou indiretamente a produção brasileira de petróleo e gás natural. As projeções de produção de petróleo para médio e longo prazo indicam a possibilidade do Brasil se manter como grande produtor de hidrocarbonetos, com uma média aproximada de 5 milhões de barris por dia e volumes de gás natural líquido em torno de 100 milhões de m³ por dia a partir de 2030. A tendência crescente das produções é influenciada pelas expectativas de produção no pré-sal. Desse modo, estes recursos devem ser considerados como estratégicos nas projeções de longo prazo.

O grande volume de reservas de petróleo e gás natural de boa qualidade e com grande potencial econômico na região do pré-sal apresenta uma oportunidade extremamente significativa, porém também coloca alguns obstáculos desafiadores para a indústria petrolífera e para o País. Entre os principais questionamentos estão quesitos de ordem técnica, estrutural, financeira, regulatória e de inovação. Neste último aspecto, é fundamental destacar que a exploração do pré-sal em águas ultra profundas requer um constante e massivo investimento em pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I) e o envolvimento de instituições de ensino e pesquisa competentes para o desenvolvimento de novas tecnologias, dentre outras medidas.

Alguns dos desafios para o desenvolvimento das atividades de exploração e produção da província do pré-sal brasileiro:

Desafios Tecnológicos

A descoberta de reservas do pré-sal alavancou o desenvolvimento de um segmento da área de exploração e produção de petróleo e gás natural, no qual há grande exigência por aperfeiçoamentos tecnológicos. Ademais, a gradual mudança de posicionamento de grandes empresas petrolíferas mundiais em busca de diversificação de suas carteiras de investimento, face a um novo cenário de penetração de energias alternativas e de maiores restrições à emissão de gases de efeito estufa1, reforçam a necessidade de desenvolvimento de técnicas mais eficientes para a extração, desenvolvimento e transporte dos recursos. Um dos desafios para o desenvolvimento das grandes reservas de hidrocarbonetos na província do pré-sal é a questão do CO2, presente em grande quantidade, especialmente no gás natural produzido na região da Bacia de Santos. O aperfeiçoamento de técnicas de separação do CO2 dos hidrocarbonetos produzidos é mandatório para o aumento da eficiência no aproveitamento desses recursos. Ainda em relação ao CO2 a ser produzido nessa região, outra possibilidade a ser avaliada é seu uso para injeção nos campos com produção declinante na Bacia de Campos, naqueles em que isso for geologicamente possível, com o objetivo de aumentar o fator de recuperação destes, assim como já é feito em diversos campos na Bacia de Santos. Para isso, uma malha de carbodutos (dutos de transporte de CO2) teria de ser construída com essa finalidade.

Em um panorama de transição energética, a importância do gás natural será fundamental, substituindo cada vez mais energéticos fósseis como o petróleo e o carvão. O petróleo dos reservatórios do pré-sal normalmente está associado a grandes volumes de gás natural e contaminantes. A monetização deste gás natural, produzido a longas distâncias da costa e que pode contribuir significativamente com a matriz energética do País, apresenta-se como um dos desafios do cenário atual.

Basicamente, a viabilidade econômica da utilização do gás natural dependerá da distância, do volume transportado e do preço do gás natural. Além da implantação de gasodutos de longa extensão, existe a possibilidade de desenvolvimento de tecnologias, como geração de gás natural liquefeito (GNL) embarcado, transformação em hidratos, ou adsorção em carvão ativado.

Infraestrutura e Investimentos

Deve-se considerar que a descoberta do présal aumentará de forma significativa a necessidade de investimentos em projetos de E&P. Além da necessidade de dutos de escoamento, a demanda brasileira por plataformas de petróleo do tipo FPSO (produção, armazenagem e transbordo) prosseguirá, com previsão de aumento da demanda das petroleiras e do transporte marítimo não somente para o transporte de cabotagem (na costa brasileira), como para exportação.

Desafios regulatórios e institucionais

O setor de petróleo tem como características basilares ser extremamente intensivo em capital, além de possuir um elevado risco de negócio. Essas características se relacionam, uma vez que o retorno esperado é de longo prazo afetado por diversos fatores, tais como os riscos geológicos, o cenário econômico e de preços, as ameaças de intervenções políticas, a robustez do ambiente regulatório, a vigilância da sociedade em questões sensíveis, entre outros. O ambiente institucional em volta de um projeto de exploração é, portanto, parâmetro fundamental para a decisão de investimento. Em geral, quanto mais seguro, menor a taxa de retorno requerida pelo investidor e maior o volume de investimentos e de exploração esperado.

Nos últimos anos, o Brasil tem promovido uma agenda positiva no setor de petróleo e gás natural, buscando estabelecer um ambiente mais favorável à atração de investimentos. Medidas de redução de encargos e de flexibilização de exigências vêm proporcionando um ambiente favorável à atração de investimentos privados. Essas mudanças reduzem os custos da produção brasileira, tornando-a mais competitiva e atraindo capital de empresas multinacionais. Além disso, outras iniciativas também foram estabelecidas para melhorar a previsibilidade e aumentar a estabilidade dos investimentos, como a execução do calendário plurianual de leilões de blocos exploratórios de petróleo e gás natural, revisão das cláusulas de conteúdo local e a Oferta Permanente6 de blocos exploratórios (EPE, 2018).

Inovação, gestão e capital humano

Sendo a indústria petrolífera intensiva em tecnologia e mão-de-obra altamente qualificada, inovações se fazem constantemente necessárias, através de novas técnicas dependentes de ferramentas computacionais cada vez mais sofisticadas e de profissionais experientes. Por meio da inovação viabiliza-se o aumento de produtividade, a contínua redução de custos, a inserção na cadeia de fornecimento global, e aumenta-se a sustentabilidade ambiental do setor ao longo do tempo.

Desafios socioeconômicos

O pré-sal representa uma riqueza natural cujos benefícios potenciais para a sociedade ultrapassam o setor em si. Esses benefícios vão desde o desenvolvimento das indústrias nacionais direta e indiretamente relacionadas ao setor, ao desenvolvimento tecnológico, passando pelos investimentos em educação e inovação. Um desafio que se coloca ao País é garantir que a exploração desse recurso permita o melhor aproveitamento do ponto de vista da sociedade.

Gerlison Lopes Pinto
Diretoria de Projetos Portal do Petroleiro
Graduando em Engenharia de Petróleo

Referências:
Documento de Apoio ao PNE 2050, pode ser encontrada em, http://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-227/topico-457/Desafios%20do%20Pre-Sal.pdf

Pré-sal faz com que o governo tente mudar regra do teto de gastos

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O teto de gastos vai mudar
para permitir à partilha de recursos do pré-sal com Estados e municípios, diz o
secretário especial de Fazenda, Waldery Rodrigues.

De acordo com o Estadão, a
equipe econômica do governo vai enviar uma Proposta de Emenda à Constituição
(PEC) para incluir entre as despesas livres do teto a divisão do bônus do
leilão de petróleo, programada para este ano e que deve render R$ 106,6
bilhões, e a repartição dos royalties de exploração dessas áreas por meio do
Fundo Social do Pré-sal, num programa desenhado para durar 35 anos.

Essa
mudança será feita, pois do contrário, o governo teria de retirar recursos de
outras partes do orçamento para fazer os repasses sem descumprir a regra do
teto, que limita o crescimento das despesas à inflação e tem tido função de segurar
a situação fiscal do país com esses sucessivos déficits. Essa mesma PEC vai
permitir ao governo pagar R$ 33,6 bilhões à Petrobras pela revisão do contrato
de exploração do pré-sal firmado em 2010 sem que isso consuma espaço dentro do
teto.

O teto possui hoje apenas quatro exceções: algumas transferências
a Estados e municípios, créditos extraordinários (feitos para gastos
imprevisíveis), gastos com eleições e aumento de capital de empresas.

Agora, será necessário criar outras três excepcionalidades para
viabilizar o plano de descentralização de recursos empreendido pela equipe do
ministro da Economia, Paulo Guedes.

De acordo com Waldery,

“Eu
não tenho espaço no teto suficiente para essas transferências. São três
excepcionalidades novas. Se não, consome nosso espaço”.

A perspectiva de aprovação da PEC, que requer o apoio de 308
deputados e 49 senadores em dois turnos de votação em cada Casa, está otimista.

O tamanho da divisão dos recursos é justamente o tema das
discussões da equipe econômica com governadores e parlamentares. A
principal repartição que deve ocorrer ainda em 2019 é a do bônus de assinatura
do leilão. Entretanto 

o secretário especial de Fazenda, alerta que a União ainda tem déficit e não
pode abrir mão de muitos recursos no curtíssimo prazo.

Ele
lembra que o governo já precisou contingenciar mais de R$ 30 bilhões no
Orçamento devido à frustração na arrecadação.

“Isso daqui (bônus) é uma âncora para resolver o meu caso. Eu não
posso passar muito (para Estados e municípios), se não eu não fico bem na minha
posição fiscal.”

A
partir de 2020, porém, entra em cena o Plano de Fortalecimento de Estados e
municípios (PFE), que terá duração de 35 anos e vai transferir para os governos
regionais recursos que hoje integram o Fundo Social e são apenas da União.
Esses repasses também começarão em porcentual menor, ainda em discussão, mas
crescerão até chegar a 70% antes desses 35 anos.

O
secretário garante que o objetivo da equipe econômica é chegar a um “novo
patamar” de transferência de recursos para Estados e municípios, mas de maneira
gradual e responsável diante do estresse fiscal a que todos estão submetidos.
Além da divisão do Fundo Social, ele cita o plano que vai conceder R$ 10
bilhões ao ano até 2022 em garantias a novos empréstimos para Estados e
municípios com dificuldades de caixa, em troca de medidas de ajuste. É o
chamado de Plano de Estabilização Fiscal (PEF), cujo projeto deve ser enviado
já nesta semana ao Congresso.

João V.
Diretor de Projetos do Portal do Petroleiro
Graduando em Engenharia de Petróleo 

FONTES:
[1] Matéria sobre teto dos gastos, pode ser encontrada em, https://economia.estadao.com.br/noticias/geral,governo-quer-mudar-regra-do-teto-de-gastos,70002844751
[2] Matéria sobre mudança do teto dos gastos, pode ser encontrada em, 
https://blogs.oglobo.globo.com/miriam-leitao/post/repasse-de-recursos-do-pre-sal-para-os-estados-exigira-mudanca-no-teto-de-gastos.html

Testes de poço

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Informações importantes sobre
os fluidos contidos em uma formação são fornecidos pela perfuração e pela
perfilagem de poços, porém, são os testes de formação que confirmam a presença
de hidrocarbonetos ao colocar em fluxo uma quantidade de fluido.

Diferentemente da
perfilagem, realizada sob condições estáticas, o teste de formação ocorre em
condições dinâmicas, onde ocorre alteração da vazão e, consequentemente, da
pressão quando o poço é colocado em produção. Segundo Thomas (2004), a análise
das variáveis de fluxo e de pressão permite identificar os fluidos contidos nos
reservatórios, determinar a pressão estática, os parâmetros que definem a
produtividade do poço e o dano à formação. Além disso, obtém-se indicadores
sobre a existência de anomalias como falhas, contatos de fluidos, camadas de
permeabilidades diferentes.

De acordo com Allen &
Roberts (1981) apud  Freitas
(2016), diferentes tipos de testes de poços podem ser classificados em testes
de produção periódicos, testes de produtividade e teste de pressão transiente.

No primeiro, com o teste
de produção periódico
, sob condições normais de produção, as quantidades relativas
de óleo, gás e água podem ser determinadas e utilizadas no cálculo total da produção
do campo. Contudo, caso ocorra queda anormal na produção, o indicativo é de
produção de areia ou problemas no sistema de elevação.

Já os testes de
produtividade
envolvem uma determinação física ou empírica do fluxo de
fluido produzido versus diferencial de pressão, representando o segundo grau de
sofisticação em testes de poços. Apesar de as propriedades do fluido e permeabilidade
não serem constantes em fluxos não darcyanos abaixo do ponto de bolha, estes
são aplicados com sucesso. Podem ser utilizados como indicadores de fluxo do
poço ou para comparação de efetividade entre poços em um reservatório.

No teste de pressão
transiente,
assume-se que o reservatório está completamente selado em seus
limites externos, com uma pressão constante chamada pressão estática original.
Quando colocado em produção para a realização do teste, tal equilíbrio se rompe
e percebe-se que, à medida que se afasta do poço, há um aumento de pressão. Com
um pequeno volume de fluidos produzidos, as quedas de pressão observadas ocorrem
apenas próximas ao poço se as dimensões do reservatório forem significativas. Se
a produção for continuada, as quedas de pressão propagam-se para todo o
reservatório de forma contínua. Após um tempo, fecha-se o poço e aguarda-se a
estabilização da pressão. Portanto, a análise de pressão transiente é feita observando-se
a alteração de pressão causada pela produção ou injeção de fluidos. Interferências
no teste são provocadas por heterogeneidades do reservatório e dano ou estímulo
ao poço, por variação nas propriedades da rocha, fraturas ou inclinações nas
camadas e por mudanças nas propriedades dos fluidos.

Lucas Goulart
Diretoria de Projetos do Portal do Petroleiro
Graduando em Engenharia de Petróleo

Referências

Thomas, J. E. Fundamentos
de Engenharia de Petróleo
. 2 ed. Rio de Janeiro. Interciência: Petrobras,
2004.

FREITAS, Ariane
Andrade. Avaliação das formações através do uso do Drill-Stem Test
(DST) para poços de petróleo.
2016. 57 f. TCC (Graduação) – Curso de
Engenharia de Petróleo, Departamento de Engenharia Química e Petróleo,
Universidade Federal Fluminense, Niterói, 2016.