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Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos

A exploração na Bacia de Santos teve início na década de 70, com a perfuração de poços em águas rasas e a utilização de sísmica em duas dimensões. Nas três décadas diversas descobertas confirmaram o potencial da Bacia, no entanto, faltavam ainda as grandes descobertas que viriam a revelar a importância da Bacia de Santos no cenário petrolífero brasileiro.

As informações geológicas adquiridas ao longo desta trajetória, aliadas a dados sísmicos mais avançados permitiram aos geólogos e geofísicos da Petrobrás conceder novos modelos exploratórios mais ousados e profundos, nos quais a sessão pré-sal teria um papel relevante. Aí começa a história do pré-sal brasileiro.

Cento e sessenta milhões de anos atrás, no período jurássico, começou uma grande transformação da terra, com o início da separação entre África e América do Sul. Grandes lagos, cadeias de montanhas e vulcões compunham o cenário onde foram depositadas as rochas geradoras de petróleo, e os reservatórios carbonáticos, nos quais se acumulam hoje as riquezas do pré-sal.

À cerca de centro e treze milhões de anos a separação entre os continentes é finalizada, e forma-se o próprio Oceano Atlântico. Num ambiente de águas rasas desenvolveram-se carbonatos de origem microbial, os micro biolíticos, que constituem hoje os reservatórios do pré-sal, com o afundamento gradual os carbonatos foram sendo recobertos pelo sal deixado pela evaporação da água do mar soterradas pela camada de sal, e posteriormente por sedimentos as rochas carbonáticas foram sujeitas ao longo do tempo a modificações diagenéticas que alteraram suas propriedades originais. O conhecimento preciso das características deste novo tipo de rocha é fundamental para que se possa compreender o fluxo do óleo, e planejar as melhores estratégias de produção.

A confirmação dos modelos geológicos idealizados pelos técnicos veio em 2006, com a perfuração na área de Tupi, no bloco BMS-11. O bloco localiza-se acerca de 300 quilômetros dos litorais do Rio de Janeiro e de São Paulo, em lâmina d’água ultra profunda de 2.200 metros. Ele é operado pela Petrobrás, em parceria com o Grupo BG e a Galp Energia. Esta foi a primeira grande descoberta na região do pré-sal da Bacia de Santos.

Os volumes recuperáveis do reservatório de Tupi, são estimados entre 5 e 8 bilhões de barris de óleo e gás natural, que representam aproximadamente a metade das reservas provadas atuais do país, de cerca de 14 bilhões de barris. Retirar do subsolo esta gigantesca reserva de hidrocarbonetos exigirá da Petrobrás, e de seus parceiros, a superação de inúmeros desafios, por tratar-se de nova fronteira exploratória com reservatórios carbonáticos, localizada em águas ultra profundas e distante da costa.

O desenvolvimento da produção deste novo campo exigirá a sua implantação em etapas, sendo a primeira chamada de Teste de Longa Duração, ou TLD, que é a presente fase de obtenção de dados técnicos sobre as rochas – reservatório e fluídos. O teste é realizado por um navio de produção de petróleo, especialmente construído do tipo FPSO, batizado de PW – Cidade de São Vicente. Serão testados dois poços que produzirão sequencialmente para o navio. Um sistema submarino composto por "árvore de natal" molhada, linhas flexíveis e, umbilical de controle conduz o óleo ao FPSO.

O PW – Cidade de São Vicente, com cerca de 250 metros de comprimento, e deslocamento de 135 mil toneladas está ancorada em profundidade de água de 2.140 metros, usando cabos de poliéster e âncoras do tipo torpedo desenvolvidos pelo Centro de Pesquisas da Petrobrás e pela Indústria Nacional.

A capacidade de processamento do navio é de 30 mil barris de óleo e 1 milhão de metros cúbicos de gás por dia. Com duração estimada de 15 meses o TLD de Tupi será realizado em dois poços, o RJS 646, perfurado em 2007, e o RJS 660, a ser perfurado em 2009, ambos com profundidade superiores a 5 mil metros. Os dois poços estão a uma distância aproximada de 4 km do navio, e são equipados para produzir 14 mil barris de óleo por dia durante o teste. O óleo e o gás produzidos nos poços seguem através de linha flexível até o navio plataforma. O óleo é estocado no FBSO, e periodicamente transferido para navios aliviadores que o transportam até terminais na costa brasileira. Após a realização do DRT a área de Tupi receberá um projeto piloto com 8 poços com produção estimada de 100 mil barris de óleo, e 3 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Os projetos do pré-sal serão executados com ênfase na geração de demanda para indústria nacional e de oportunidades de emprego e renda no país. A realização do TLD e do projeto piloto, é vital para que a Petrobrás obtenha dados detalhados sobre o comportamento de produção de óleo, e gás dos reservatórios. As informações são necessárias para otimizar os projetos de novos poços de unidades de produção para Tupi, e demais áreas localizadas no seu entorno. O teste de longa duração de Tupi no pólo pré-sal na Bacia de Santos, estabelece um novo marco em exploração e produção no Brasil, e na indústria mundial de petróleo.

O Brasil e a Petrobrás iniciam uma nova era!!!

Pesquisa: Nilza Novelli