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Evaristo Martins de Souza Neto Técnico de Instrumentação e Automação de Sistemas 30 anos de Petrobras.

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Apresentação em tema: "Evaristo Martins de Souza Neto Técnico de Instrumentação e Automação de Sistemas 30 anos de Petrobras."— Transcrição da apresentação:

1 Evaristo Martins de Souza Neto Técnico de Instrumentação e Automação de Sistemas 30 anos de Petrobras

2 Geodésia: Equipe Sísmica; Geologia : Análise das amostras; Perfuração do Poço: Pioneiro; Exploração: Avaliar, dimensionar e testar o Reservatório; Produção: Óleo, Gás e derivados; Refino: Processamento; Transporte: Terrestres e Maritimos; Posto: Comércio consumidor; UMA VISÃO DO CAMPO DE TUPI – Pré-sal.

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7 Vertical Direcional

8 MANIFOLDS DE RUC OESTE FIGURA - 7 GEPRO/GENP - FTMAP1 - DES. CLAUDIO - SET/95 (ARQ AEROPORTO 18/ H Porto Urucu Base de Apoio 3/9/13 30/35 NIT - 1 # H SUC - 1 SUC -3 1 SUC-2 OESTE 7/14 Polo Arara # # # # # # Estrada Asfaltada Poço Injeção de Gás Poço Injetor de Água Poço Seco Gás Lift Estrada não asfaltada Poço Produtor Poço Produtor Oleo / Injetor de Gás Manifold 41

9 Árvore de Natal Válvula Mestra Inferior Válvula Mestra Superior Válvula de Pistoneio Válvula Lateral XV Válvulas Laterais Cruzeta

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15 Petrobrás extraiu petróleo do pré-sal pela primeira vez em setembro de No campo de Tupi a fase de extração petrolífera chamada de "teste de longa duração" teve início em maio de A produção em escala comercial deve iniciar a partir de 2010.

16 As rochas do pré-sal se estendem por 800 quilômetros do litoral brasileiro, desde Santa Catarina até o Espírito Santo; Chegam a atingir até 200 quilômetros de largura; Estima-se que a camada do pré-sal guarde o equivalente a cerca de 1,6 trilhão de metros cúbicos de gás e óleo; Este número supera em mais de cinco vezes as reservas atuais do país; Reserva estimada em 10 bilhões de barris de petróleo somente no campo de Tupi (porção fluminense da Bacia de Santos); Aumento das reservas de petróleo e gás do Brasil em até 60%; O Brasil passará a figurar entre os seis maiores países do mundo em reservas de petróleo (se confirmada essa expectativa); Perderia no ranck apenas para PAÍSES como a Arábia Saudita, Irã, Iraque, Kuwait e Emirados Árabes.

17 1 – O que é o pré-sal e onde ele está situado? 2 – Qual é o potencial de exploração de pré- sal no Brasil? 3 – Quanto representa esse potencial em nível mundial? 4 – Como o Brasil vai explorar essa riqueza? 5 – Quanto deverá custar o projeto? 6 – Há alguma garantia que justifique o investimento? 7 - Quais são os riscos desse investimento? 8 – Onde será usado o dinheiro obtido com a exploração? 9 – O que acontecerá com os contratos de concessão do local já licitados e assinados?

18 É uma porção do subsolo que se encontra sob uma camada de sal situada alguns quilômetros abaixo do leito do mar. Acredita-se que a camada do pré-sal, formada há 150 milhões de anos, possui grandes reservatórios de óleo leve (de melhor qualidade e que produz petróleo mais fino). De acordo com os resultados obtidos através de perfurações de poços, as rochas do pré-sal se estendem por 800 quilômetros do litoral brasileiro, desde Santa Catarina até o Espírito Santo, e chegam a atingir até 200 quilômetros de largura.

19 Estima-se que a camada do pré-sal contenha o equivalente a cerca de 1,6 trilhão de metros cúbicos de gás e óleo. O número supera em mais de cinco vezes as reservas atuais do país. Só no campo de Tupi (porção fluminense da Bacia de Santos), haveria cerca de 10 bilhões de barris de petróleo, o suficiente para elevar as reservas de petróleo e gás da Petrobras em até 60%

20 Caso a expectativa seja confirmada, o Brasil ficaria entre os seis países que possuem as maiores reservas de petróleo do mundo, atrás somente de Arábia Saudita, Irã, Iraque, Kuwait e Emirados Árabes.

21 A grande polêmica está justamente na tecnologia que será necessária para a extração. O Brasil ainda não dispõe de recursos necessários para retirar o óleo de camadas tão profundas e terá que alugar ou comprar de outros países. O campo de Tupi, por exemplo, se encontra a 300 quilômetros do litoral, a uma profundidade de metros e sob metros de sal. É de lá e dos blocos contíguos que o governo espera que vá jorrar 10 bilhões de barris de petróleo.

22 Devido à falta de informações sobre os campos, ainda é muito cedo para se ter uma estimativa concreta de custos. No entanto, alguns estudos já dão uma ideia do tamanho do desafio. Uma pesquisa elaborada pelo banco USB Pactual, por exemplo, diz que seriam necessários 600 bilhões de dólares (45% do produto interno bruto brasileiro) para extrair os 50 bilhões de barris estimados para os blocos de exploração de Tupi, Júpiter e Pão de Açúcar (apenas 13% da área do pré-sal). A Petrobras já é mais modesta em suas previsões. Para a companhia, o custo até se aproxima dos 600 bilhões de dólares, mas engloba as seis áreas já licitadas em que é a operadora: Tupi e Iara, Bem-Te-Vi, Carioca e Guará, Parati, Júpiter e Carambá.

23 Testes realizados pela Petrobras em maio e junho deste ano mostraram que ainda não estão totalmente superados os desafios tecnológicos para explorar a nova riqueza. A produção no bloco de Tupi ficou abaixo dos barris de petróleo que a Petrobras esperava extrair por dia durante o teste de longa duração.

24 Fora o risco de não haver os alardeados bilhões de barris de petróleo no pré-sal, a Petrobras ainda poderá enfrentar outros problemas. Existe a chance de a rocha-reservatório, que armazena o petróleo e os gás em seus poros, não se prestar à produção em larga escala a longo prazo com a tecnologia existente hoje. Como a rocha geradora de petróleo em Tupi possui uma formação heterogênea, talvez também sejam necessárias tecnologias distintas em cada parte do campo. Além disso, há o receio de que a alta concentração de dióxido de carbono presente no petróleo do local possa danificar as instalações.

25 Os recursos obtidos pela União com a renda do petróleo serão destinados ao Novo Fundo Social (NFS), que realizará investimentos no Brasil e no exterior com o objetivo de evitar a chamada "doença holandesa", quando o excessivo ingresso de moeda estrangeira gera forte apreciação cambial, enfraquecendo o setor industrial. De acordo com o governo federal, a implantação deste fundo será articulada com uma política industrial voltada as áreas de petróleo e gás natural, criando uma cadeia de fornecedores de bens e serviços nas indústrias de petróleo, refino e petroquímico. Parte das receitas oriundas dos investimentos do fundo irá retornar à União, que aplicará os recursos em programas de combate à pobreza, em inovação científica e tecnológica e em educação.

26 Embora tenha inicialmente se falado na desapropriação de blocos já licitados na camada do pré-sal, o governo já anunciou que serão garantidos os resultados dos leilões anteriores e honrados os contratos firmados. Porém, não haverá mais concessão de novos blocos à iniciativa privada ou à Petrobrás na área do pré-sal. Ao invés disso, será adotado o regime de partilha de produção, com a criação de uma empresa estatal, mas não operacional, para gerir os contratos de exploração.

27 Chegar ao pré-sal foi difícil, mas o desafio mesmo está em tirar de lá o petróleo e o gás que farão do Brasil o sexto maior detentor de reservas do mundo. Os estudos já disponíveis mostram que serão necessários 600 bilhões de dólares para extrair a maior parte do petróleo que se suspeita existir na ultra-profundidade do campo de Tupi.

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29 1)Plataformas: Serão 50, ao custo unitário de 2,5 bilhões de dólares. Cada uma leva quatro anos para ficar pronta. 2) Risers e outros dutos flexíveis: serão km, o dobro da distância do Oiapoque ao Chuí. 3)Cabos de ancoragem: Com 2,5 Km de comprimento, não poderão ser de aço, porque ficariam tão pesados que afundariam a plataforma. 4) Árvore-de-natal: Liga o poço aos cabos que chegam à Plataforma. Serão A primeira só ficou pronta em março de ) Dutos de aço: Do fundo do mar até o petróleo, serão usados Km de tubos. Enfileirados, dariam meia volta ao mundo. 6) Sondas de perfuração: O aluguel de uma Sonda custo pelo menos dólares por dia. Será necessário furar poços.

30 2003/2007: Exploração – Levantamentos sísmicos dos dados geológicos e perfuração de poços exploratórios. Nessa etapa foi feita a estimativa da qualidade de petróleo que pode ser extraída em Tupi. Março de 2009: Teste de longa duração – um dos itens da fase de avaliação da descoberta, em que se analisam as características do reservatório. Está prevista uma produção de barris por dia durante o teste. Ao final, será feita a Declaração de comercialidade, atestado de viabilidade econômica a ser entregue a ANP. 2010: Plano de Desenvolvimento – Dimensionamento da infra-estrutura e da logística de produção de petróleo e do gás encontrados, com a instalação das primeiras Plataformas, navios-tanque, dutos e terminais. Dezembro de 2010: Projeto Piloto – Verificação da viabilidade da produção em larga escala. A previsão é produzir barris por dia nessa estapa. 2012: Produção – Escoamento do produto, desde o poço até o terminal, para a comercialização de petróleo e do gás com as refinarias ou o comércio internacional. Estima-se que TUPI chegue a produzir barris por dia. UM LONGO CAMINHO: O reservatório de TUPI é o único na área do pré-sal para o qual já se divulgou um cronograma inicial de exploração. Ainda está na fase de avaliação da descoberta. Só no final de 2010 a viabilidade da produção em larga escala começará a ser testada


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