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Formação; Processos de Refino e Pré-Sal no Brasil

    Pode-se dizer que o petróleo tem uma origem mista devido a decomposição de matéria orgânica de origem animal e vegetal.

   O ambiente adequado para a formação do petróleo necessita condições de manutenção de vida intensa e posteriormente, elementos de proteção contra oxidação e a destruição bacteriana.

   Os seres mais comuns encontrados nestes sedimentos são foraminíferos, pequenos crustáceos, partes de animais maiores. Entre os vegetais cita-se os dinoflagelados e as diatomáceas. A lama resultante dessa sedimentação é denominada SAPROPEL, cuja principal matéria prima são as substâncias graxosas (saprolitos=formação de hidrocarboneto)

   Denomina-se maturação a conversão de matéria orgânica em petróleo.

   Este processo pode ser dividido em três etapas:

   1. Diagênese: Logo após a deposição tem início a decomposição bioquímica da matéria orgânica, gerando o metano biogênico. Com o aumento de pressão e temperatura a matéria orgânica é convertida em em querogênio – matéria orgânica amorfa com C, H e O 

  2. Catagênese: Com o aumento da pressão o querogênio se altera e a maioria do óleo cru é formado. Durante essa fase as moléculas maiores irão se dividir em moléculas menores e mais simples – craqueamento.

   3. Metagênese: No estágio final de formação do querogênio e do óleo cru produz-se gás natural, principalmente na forma de metano e o carbono residual é deixado na rocha-fonte.

   A principal fonte de óleo cru é o fitoplâncton, mas também estão presentes restos de plantas terrestres, bactérias e zooplâncton. Dos três tipos de querogênio já identificados, cada qual produz diferentes compostos durante a maturação, com respectivas variações em C/H ou O/C.

   A formação de petróleo e gás natural não depende apenas da composição da matéria orgânica original, mas também do aumento de temperatura, isto é, do gradiente geotérmico.

   O petróleo é formado a partir do querogênio. Quando as temperaturas estão em torno de 50 ºC as quantidades formadas são muito pequenas, aumentando, sem apresentar alteração estrutural, em torno de 100 ºC. Mas ao atingir 150 ºC ocorre o craqueamento, mesmo que o aquecimento dê por um curto período.

   O primeiro gás a ser produzido contém compostos entre C4 -C10 , chamando de gás úmido (wet gas), mas com o aumento de temperatura e consequentemente o craqueamento, é gerado C1 – C3 – gasoso, dito gás seco (dry gas).

   Em essência, o fator mais importante para a geração de petróleo é o gradiente geotérmico que pode variar de bacia para bacia sedimentar. As rochas-fonte que se localizam em zonas rasas não geram petróleo.

   Além do gradiente geotérmico, o tempo também é fator importante na formação de petróleo.

   Assume-se que diferentes volumes de petróleo seriam gerados de rochas-fonte similares se elas estiverem sujeitas a mesma temperatura, mas em intervalos de tempo diferentes.

   Considera-se que as rochas-fonte sujeitas a temperaturas de 50 oC por 30 Milhões de anos não seriam suficientemente aquecidas para gerar petróleo, mas sim somente “metano biogênico”. Já as rochas aquecidas por um período similar a 190 oC poderiam gerar gás natural.

   Devido a variações no gradiente geotérmico, profundidade e duração do soterramento pode haver variações de bacia sedimentar no tempo decorrido para gerar petróleo.   Bacias Sedimentares: As rochas sedimentares são derivadas de restos e detritos de outras rochas pré-existentes. O intemperismo faz com que as rochas Magmáticas, Metamórficas ou Sedimentares estejam constantemente sendo alteradas. O material resultante é transportado pela água, vento ou gelo e finalmente depositado como um sedimento.

   Deve haver então, uma compactação ou cimentação do material para ele se transformar em uma rocha sedimentar.

   O Brasil possui 6.430.000 km2 de bacias sedimentares, dos quais 4.880.000 km2 em terra e 1.550.000 km2 em plataforma continental.

   No entanto, para a formação de petróleo é necessário que as bacias tenham sido formadas em condições muito específicas. Normalmente, são áreas em que sucessões espessas de sedimentos marinhos foram soterrados à grandes profundidades.

   A maioria dos hidrocarbonetos explorados no mundo inteiro provêm de rochas sedimentares. Em termos de idade, praticamente 60% provêm de sedimentos cenozóicos, pouco mais de 25% de depósitos mesozóicos e cerca de 15% de sedimentos paleozóicos. No Brasil, a maior parte da produção está ligada a sedimentos mesozóicos. Na figura abaixo, podemos observar as diferentes bacias do Brasil, separadas de acordo com a sua era geológica de origem.

   Existem dois tipos de bacias petrolíferas: 

   Onshore: Ocorre quando a bacia encontram-se em terra. São originadas de antigas bacias sedimentares marinhas;

   Offshore: Ocorre quando a bacia está na plataforma continental ou ao longo da margem continental.

   A maioria das bacias petrolíferas brasileiras encontram-se offshore.

   A exploração de petróleo onshore é muito reduzida no Brasil, devido ao baixo potencial de nossas bacias em terra.

   Migração e Reservatórios: Chamamos de migração o caminho que o petróleo faz do ponto onde foi gerado até onde será acumulado. Devido a alta pressão e temperatura, os hidrocarbonetos são expelidos das rochas geradoras, e migram para as rochas adjacentes .

   A partir da migração é que o petróleo terá chances de se acumular em um reservatório e formar reservas de interesse econômico.

   A migração ocorre em dois estágios:   Migração primária: Movimentação dos hidrocarbonetos do interior das rochas fontes e para fora destas;

   Migração secundária: Em direção e para o interior das rochas reservatórios.

   A próxima etapa é a acumulação. Devidos a falhas estruturais no subsolo, ou então devido a variações nas propriedades físicas das rochas, o processo de migração é interrompido e os hidrocarbonetos vão se acumulando nas rochas reservatórios.

   As rochas reservatórios devem ser porosas e permeáveis, pois o petróleo pode ser encontrado nos espaços existentes nestas rochas, e ele só poderá ser extraído se a rocha for permeável.   A rocha, ou conjunto de rochas que deverá ser capaz de aprisionar o petróleo após sua formação, evitando que ele escape, são as armadilhas.

   Derivados do Petróleo – Petróleo Derivados   Todos derivados do petróleo passam por uns processos básicos de refinação que e um destilação atmosférica e a vácuo conhecida pela maioria como destilação fracionada.

   Onde os produtos derivados de petróleo são divididos em em diversos categorias como:

   Lubrificantes à Através da betuminosa os Óleos: minerais, graxos, sintéticos

   Combustíveis à Gasolina, Óleo diesel, Óleo combustível, Querosene de aviação, Gases Naturais.

   Insumos para petroquímica: Nafta, Gasóleo.

   Outros: Solventes, Asfalto, Coque, Parafinas.

   Armadilhas do Petróleo

   Também conhecidas por trapas, são estruturas geológicas que permitem a acumulação de óleo ou gás. É a rocha ou conjunto de rochas que deverá ser capaz de aprisionar o petróleo após sua formação, evitando que ele escape.   A armadilha ideal deve apresentar:

   1. Rochas-reservatório adequadas, ou seja, porosidade entre 15% e 30%

   2. Condições favoráveis para a migração do petróleo das rochas fonte para as rochas-reservatório (Permeabilidade das rochas)

   3. Um selante adequado para evitar a fuga do petróleo para a superfície.

   Podem existir bacias sedimentares com rocha fonte sem petróleo, se não havia armadilha para armazenar o petróleo gerado.

   Tipos de armadilhas

   Estruturais: É a forma mais comum de acumulação de petróleo. Ocorre em regiões em que a crosta esteve sujeita a compressão horizontal.

   Estratigráfica: Essas armadilhas ocorrem em regiões em que a crosta esteve sujeita a compressão vertical.

   Combinadas: É quando temos uma combinação dos dois tipos anteriores, ou seja, estruturais e estratigráficas

   Pré-Sal

   O que é o pré-sal?

   A primeira etapa do refino consiste na destilação fracionada que é feita na Unidade de Destilação Atmosférica, por onde passa todo o óleo cru a ser refinado. O óleo pré-aquecido penetra na coluna ou torre de fracionamento que possui uma série de pratos.

   O petróleo aquecido sobe pela coluna e à medida que vai passando pelos pratos sofre condensação, separando-se em diversas frações.

   Gás liqüefeito de petróleo (GLP) – consiste de uma fração composta por propano e butano, sendo armazenado em botijões e utilizado como gás de cozinha.

   Gasolina – é um dos produtos de maior importância do petróleo, sendo um líquido inflamável e volátil. Consiste de uma mistura de isômeros de hidrocarbonetos de C5 a C9, obtida primeiramente por destilação e por outros processos nas refinarias. Hoje em dia, com a finalidade de baratear e aumentar a octanagem da gasolina, são adicionados outros produtos não derivados de petróleo à gasolina, como, por exemplo, o metanol e o etanol. Uma curiosidade foi a introdução da gasolina na aviação, tendo início junto com o 14 Bis, avião inventado por Santos Dumont, no qual se utilizava um motor de carro.

   Querosene – o querosene é uma fração intermediária entre a gasolina e o óleo diesel. Esse derivado é obtido da destilação fracionada do petróleo in natura, com ponto de ebulição variando de 150 °C a 300 °C. O querosene não é mais o principal produto de utilização industrial, mas é largamente utilizado como combustível de turbinas de avião a jato, tendo ainda aplicações como solvente. Tem como característica produzir queima isenta de odor e fumaça.

   Óleo diesel – é um combustível empregado em motores diesel. É um líquido mais viscoso que a gasolina, possuindo fluorescência azul. Sua característica primordial é a viscosidade, considerando que, através dessa propriedade, é garantida a lubrificação.É comum a presença de compostos de enxofre no óleo diesel, cuja combustão dá origem a óxido e ácidos corrosivos e nocivos aos seres vivos, que geram a chuva ácida. O despertar da consciência de preservação do meio ambiente está induzindo os refinadores a instalar processos de hidrodessulfurização para reduzir o teor de enxofre.

   Parafinas – são um produto comercial versátil, de aplicação industrial bastante ampla, como, por exemplo: impermeabilizante de papéis, gomas de mascar, explosivos, lápis, revestimentos internos de barris, revestimentos de pneus e mangueiras, entre outras.

   O termo pré-sal refere-se a um conjunto de rochas localizadas nas porções marinhas de grande parte do litoral brasileiro, com potencial para a geração e acúmulo de petróleo. Convencionou-se chamar de pré-sal porque forma um intervalo de rochas que se estende por baixo de uma extensa camada de sal, que em certas áreas da costa atinge espessuras de até 2.000m. O termo pré é utilizado porque, ao longo do tempo, essas rochas foram sendo depositadas antes da camada de sal. A profundidade total dessas rochas, que é a distância entre a superfície do mar e os reservatórios de petróleo abaixo da camada de sal, pode chegar a mais de 7 mil metros.

   As maiores descobertas de petróleo, no Brasil, foram feitas recentemente pela Petrobras na camada pré-sal localizada entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, onde se encontrou grandes volumes de óleo leve. Na Bacia de Santos, por exemplo, o óleo já identificado no pré-sal tem uma densidade de 28,5º API, baixa acidez e baixo teor de enxofre. São características de um petróleo de alta qualidade e maior valor de mercado.

   Os primeiros resultados apontam para volumes muito expressivos. Para se ter uma ideia, só a acumulação de Tupi, na Bacia de Santos, tem volumes recuperáveis estimados entre 5 e 8 bilhões de barris de óleo equivalente (óleo mais gás). Já o poço de Guará, também na Bacia de Santos, tem volumes de 1,1 a 2 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural, com densidade em torno de 30º API.

   Com base no resultado dos poços até agora perfurados e testados, não há dúvida sobre a viabilidade técnica e econômica do desenvolvimento comercial das acumulações descobertas. Os estudos técnicos já feitos para o desenvolvimento do pré-sal, associados à mobilização de recursos de serviços e equipamentos especializados e de logística, nos permitem garantir o sucesso dessa empreitada.

   Algumas etapas importantes dessa tarefa já foram vencidas: em maio deste ano a Petrobras iniciou o teste de longa duração da área de Tupi, com capacidade para processar até 30 mil barris diários de petróleo. Um mês depois a Refinaria de Capuava (Recap), em São Paulo, refinou o primeiro volume de petróleo extraído da camada pré-sal da Bacia de Santos. É um marco histórico na indústria petrolífera mundial.

   Em 2004 foram perfurados alguns poços em busca de óleo na Bacia de Santos. É que ali haviam sido identificadas, acima da camada de sal, rochas arenosas depositadas em águas profundas, que já eram conhecidas. Se fosse encontrado óleo, a ideia era aprofundar a perfuração até chegar ao pré-sal, onde os técnicos acreditavam que seriam encontrados grandes reservatórios de petróleo.

   Em 2006, quando a perfuração já havia alcançado 7.600m de profundidade a partir do nível do mar, foi encontrada uma acumulação gigante de gás e reservatórios de condensado de petróleo, um componente leve do petróleo. No mesmo ano, em outra perfuração feita na Bacia de Santos, a Companhia e seus parceiros fizeram nova descoberta, que mudaria definitivamente os rumos da exploração no Brasil.

   A pouco mais de 5 mil metros de profundidade, a partir da superfície do mar, veio a grande notícia: o poço, hoje batizado de Tupi, apresentava indícios de óleo abaixo da camada de sal. O sucesso levou à perfuração de mais sete poços e em todos encontrou-se petróleo. O investimento valeu a pena.

   Essas descobertas elevarão a empresa, ao longo dos próximos anos, a um novo patamar de reservas e produção de petróleo, colocando-a em posição de destaque no ranking das grandes companhias operadoras. Com a experiência adquirida no desenvolvimento de campos em águas profundas da Bacia de Campos, os técnicos da Petrobras estão preparados, hoje, para desenvolver as acumulações descobertas no pré-sal. Para isso, já estão promovendo adaptações da tecnologia e da logística desenvolvidas pela empresa ao longo dos anos.

   Diante do grande crescimento previsto das atividades da companhia para os próximos anos, tanto no pré-sal quanto nas demais áreas onde ela já opera, a Petrobras aumentou substancialmente os recursos programados em seu Plano de Negócios. São investimentos robustos, que garantirão a execução de uma das mais consistentes carteiras de projetos da indústria do petróleo no mundo. Serão novas plataformas de produção, mais de uma centena de embarcações de apoio, além da maior frota de sondas de perfuração a entrar em atividade nos próximos anos.

   A construção das plataformas P-55 e P-57, entre outros projetos já encomendados à indústria naval, garantirá a ocupação dos estaleiros nacionais e de boa parte da cadeia de bens e serviços offshore do país. Só o Plano de Renovação de Barcos de Apoio, lançado em maio de 2008, prevê a construção de 146 novas embarcações, com a exigência de 70% a 80% de conteúdo nacional, a um custo total orçado em US$ 5 bilhões. A construção de cada embarcação vai gerar cerca de 500 novos empregos diretos e um total de 3.800 vagas para tripulantes para operar a nova frota.

   Sim. Ela está direcionando grande parte de seus esforços para a pesquisa e o desenvolvimento tecnológico que garantirão, nos próximos anos, a produção dessa nova fronteira exploratória. Um exemplo é o Programa Tecnológico para o Desenvolvimento da Produção dos Reservatórios pré-sal (Prosal), a exemplo dos bem-sucedidos programas desenvolvidos pelo seu Centro de Pesquisas (Cenpes), como o Procap, que viabilizou a produção em águas profundas. Além de desenvolver tecnologia própria, a empresa trabalha em sintonia com uma rede de universidades que contribuem para a formação de um sólido portfólio tecnológico nacional. Em dezembro o Cenpes já havia concluído a modelagem integrada em 3D das Bacias de Santos, Espírito Santo e Campos, que será fundamental na exploração das novas descobertas.

   Esse é outro grande desafio: a capacidade instalada da indústria de bens e serviços ainda é insuficiente para atender às demandas previstas. Diante disso, a Petrobras recorrerá a algumas vantagens competitivas já identificadas, para fomentar o desenvolvimento da cadeia de suprimentos. Graças à sua capacidade de alavancagem, pelo volume de compras, a empresa tem condições de firmar contratos de longo prazo com seus fornecedores. Uma garantia e tanto para um mercado em fase de expansão. Além disso, pode antecipar contratos, dar suporte a fornecedores estratégicos, captar recursos e atrair novos parceiros. Tudo isso alicerçado num programa agressivo de licitações para enfrentar os desafios de produção dos próximos anos.

   Em primeiro lugar, a inegável competência de seu corpo técnico e gerencial, reconhecida mundialmente; a experiência acumulada no desenvolvimento dos reservatórios em águas profundas e ultraprofundas das outras bacias brasileiras; sua base logística instalada no país; a sua capacidade de articulação com fornecedores de bens e serviços e com a área acadêmica no aporte de conhecimento; e o grande interesse econômico e tecnológico que esse desafio desperta na comunidade científica e industrial do país.

   De fato, as descobertas no pré-sal deixam a Petrobras em situação semelhante à vivida na década de 80, quando foram descobertos os campos de Albacora e Marlim, em águas profundas da Bacia de Campos. Com aqueles campos, a Companhia identificava um modelo exploratório de rochas que inaugurou um novo ciclo de importantes descobertas. Foi a era dos turbiditos, rochas-reservatórios que abriram novas perspectivas à produção de petróleo no Brasil. Com o pré-sal da Bacia de Santos, inaugura-se, agora, novo modelo, assentado na descoberta de óleo e gás em reservatórios carbonáticos, com características geológicas diferentes. É o início de um novo e promissor horizonte exploratório.