Características

Localizado em uma área de aproximadamente 149 mil quilômetros quadrados no mar territorial, entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, o Polígono do Pré-Sal está entre as mais importantes descobertas de petróleo e gás natural dos últimos anos.

Perfuração

A profundidade total – a distância entre a superfície do mar e os reservatórios de petróleo abaixo da camada de sal – pode chegar a 7 mil metros. As reservas são compostas por grandes acumulações de óleo leve, de excelente qualidade e com alto valor comercial.

A produtividade dos poços do pré-sal é alta. A produção diária de petróleo no pré-sal passou da média de aproximadamente 41 mil barris por dia, em 2010, para o patamar de 1,9 milhão de barris de óleo por dia em março de 2020.

O pré-sal brasileiro é um dos três maiores produtores mundiais de petróleo.

Veja no gráfico, a produtividade inicial de poços em diversas regiões do mundo

 

Sandrea and Goddard, 2016, New reservoir-quality index forecasts field well-productivity worldwide, Oil & Gas Journal, 7 p

As descobertas de petróleo nos reservatórios do pré-sal reforçam o papel do Brasil como importante ator no cenário energético mundial, gerando um importante insumo para o desenvolvimento econômico do país.

A formação do pré-sal

O pré-sal é uma sequência de rochas sedimentares formadas há mais de 100 milhões de anos com a separação do antigo continente Gondwana, nos atuais continentes sul-americano e africano.

Entre os dois atuais continentes foram formadas grandes depressões, que deram origem a grandes lagos. Nas regiões mais profundas destes lagos acumularam-se grandes quantidades de matéria orgânica oriundas, principalmente, de algas microscópicas. Esta matéria orgânica, misturada a sedimentos, formou as rochas geradoras de óleo e gás do pré-sal. Após um processo que envolve altas temperaturas e pressões, a matéria orgânica transformou-se em óleo e gás, em um processo denominado geração.

Já nas partes mais rasas, em grandes ilhas lacustres, depositaram-se muitas conchas calcáreas (as coquinas), e posteriormente acumularam-se depósitos de estromatólitos – tipos de algas que formam rochas calcáreas. Estes dois tipos de depósitos constituem os principais reservatórios do pré-sal.

Após a deposição das camadas de estromatólitos, os grandes lagos foram conectados aos oceanos, passando de sistemas lacustres a sistema marinho restrito, que ocasionou a formação de um extenso golfo. Devido ao clima árido predominante naquele tempo (o Aptiano), a evaporação intensa da água marinha, que invadiu estas depressões lacustres, propiciou a acumulação de sais, o que resultou na espessa camada de sal que funcionou como um selo ao impedir que o petróleo escapasse e chegasse à superfície.

Bacia de Santos – A casa do Pré-Sal

O Brasil selou seu destino como importante detentor de reservas e produtor de petróleo com a descoberta dos reservatórios carbonáticos do pré-sal nas bacias de Campos e Santos.

É na Bacia de Santos que os reservatórios do pré-sal têm dado evidências de um melhor desenvolvimento e consequente maior produtividade. Essa bacia sedimentar cobre cerca de 350 mil quilômetros quadrados e vai de Cabo Frio, no estado do Rio de Janeiro (RJ), até a altura de Florianópolis, no estado de Santa Catarina (SC).

Os primeiros investimentos em exploração na Bacia de Santos datam dos anos 1970. Nos anos 1990 e 2000 foram feitas várias descobertas em reservatórios do pós-sal. Todavia, com modestas reservas e muitas vezes com petróleo pesado, muito embora exista petróleo de boa qualidade, principalmente no sul da bacia.

O conhecimento crescente colhido pelos geocientistas levou naturalmente à necessidade de se testar a ocorrência de potenciais reservatórios mais profundos do estrato sedimentar. Perfurações realizadas mostraram a descoberta de reservatórios abaixo da camada salífera, que precisavam, entretanto, serem testados.

A primeira evidência do valor dos reservatórios do pré-sal veio em maio de 2009, quando da realização de um Teste de Longa Duração (TLD) na área, então denominada, de Tupi. Um marco para a produção de petróleo no país. Posteriormente, em 2010, deu-se o início do primeiro Sistema de Produção Definitiva de Tupi.

Junto com a descoberta do pré-sal vieram oportunidades e desafios. Oportunidades para o estabelecimento de parcerias entre operadores, fornecedores de bens e serviços, universidades e centros de pesquisas. Oportunidades para contratações a serem feitas no mercado nacional. Os desafios que têm sido vencidos são de naturezas diversas: logístico (distância da costa), tecnológico (lâmina d”água elevada, espessa camada de sal a ser perfurada, presença de contaminantes no petróleo) e, por consequência, de custos (custos iniciais de perfuração elevados, custos de completação de poços).

Bacia de Campos – Onde tudo começa

A Bacia de Campos foi a primeira descoberta, com grande potencial de exploração e com o desafio de alcançar águas profundas. Sua formação aconteceu há 100 milhões de anos, a partir do processo de separação dos continentes sul-americano e africano, tornando-se um tipo de “aterro natural” formado por sedimentos liberados no Oceano Atlântico ao longo desse tempo. Sob variados níveis de pressão e temperatura, entraram em decomposição originando as reservas de petróleo e gás natural dentro de rochas porosas no subsolo marinho.

A área da Bacia de Campos abrange cerca de 100 mil quilômetros quadrados, estendendo-se do Estado do Espírito Santo, nas imediações de Vitória, até Arraial do Cabo, litoral norte do Rio de Janeiro.

O primeiro campo com volume comercial descoberto foi Garoupa, em 1974, a 124 metros de profundidade. No ano seguinte, foi descoberto o campo de Namorado e, em 1976, o de Enchova, onde em 13 de agosto de 1977, foi o início da produção comercial offshore, através do Sistema de Produção Antecipada instalado na plataforma Sedco 135-D, produzindo 10 mil barris diários (bpd) de óleo.

O Sistema de Produção Antecipada de Enchova (SPA) representou o primeiro marco tecnológico da produção de petróleo em mar, em um trabalho em direção a águas cada vez mais profundas. Com ele, foi reduzido o tempo de maturação de quatro a seis anos para quatro meses, houve ganho em agilidade, flexibilidade operacional e uma enorme economia de investimentos. O SPA tornou possível o início da produção de óleo enquanto eram construídas as plataformas fixas definitivas que seriam instaladas posteriormente.

Esse momento de descobertas e desenvolvimento foi de grande orgulho e importância, pois foi a partir daí que, mais tarde, foi possível a extração de petróleo em águas profundas e ultraprofundas.

Continuando o processo de expansão da Bacia de Campos, em 1984 foi descoberto o primeiro grande campo em águas profundas do País, que foi chamado de Albacora. Mais tarde, surgiram outros campos gigantes, como Marlim, Roncador, Barracuda e Caratinga. Além desses, também de grande porte, foram descobertos na parte norte da bacia, já no estado do Espírito Santo: Jubarte e Cachalote, na área que ficou conhecida como “Parque das Baleias”.

A Bacia de Campos foi, e continua sendo, um gigantesco laboratório a céu aberto. Ali são testadas as principais tecnologias offshore, tecnologias pioneiras em muitos aspectos, experimentadas no desenvolvimento de projetos de produção a profundidades de lâmina d”água (distância entre a superfície e o leito marinho) nunca testadas anteriormente no mundo.

As conquistas na Bacia de Campos levaram o Brasil a vencer mais um desafio: a autossuficiência em petróleo em abril de 2006.