A produção no Pré-sal

As reservas de petróleo subsal, ou o petróleo da camada pré-sal encontram-se em  diferentes profundidades, variando 2000 a 3000m de lâmina d’agua antes de chegar ao leito marinho. No subsolo do mar, a primeira camada de rochas sedimentares, a camada mais superficial, é chamada de pós-sal, pois está acima das rochas salinas) No pós-sal estão importantes reservas petrolíferas como a Bacia de Campos, que representava a quase totalidade das reservas brasileiras até 2005. Abaixo desta primeira camada de rochas (pós-sal), encontra-se a camada de rochas evaporíticas, rochas salinas ou simplesmente camada de sal. Esta camada varia de algumas centenas de metros até 2km de rochas salinas. Sob a camada de rochas salinas estão as rochas “pré-sal”, em que foram identificadas as primeiras reservas gigantescas do pré-sal, os campos de Tupi, Iara e Parque das Baleias.

O “pré-sal” é considerado uma grande bacia petrolífera, sem que se saiba exatamente se é um conjunto de enormes campos petrolíferos independentes, mas próximos, ou um único campo petrolífero gigantesco. Avalia-se que tenha entre 70 e 100 bilhões de barris equivalentes de petróleo e gás natural mineral. Os geólogos mais otimistas falam em até 200 bilhões ou 300 de barris caso seja formado por um único campo ou se a sua extensão for ainda maior do que a área já mapeada.

Acredita-se que o pré-sal pode se extender até depois das 200 milhas marítimas da Zona Econômica Exclusiva (ZEE) e o Brasil terá que reivindicar a posse destas águas, hoje consideradas internacionais.

Mapa da Petrobrás mostrando a região do Pré-Sal

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A qualidade do óleo do pré-sal

O petróleo da camada pré-sal é mais leve do que o petróleo encontrado no restante do Brasil, como o petróleo da Bacia de Campos, geralmente considerado petróleo pesado. O petróleo é um tipo de hidrocarboneto fóssil, mais precisamente, uma mistura de várias substâncias em que predominam cadeias de carbono e hidrogênio, mas também aprecem diferentes porcentagens deenxofre e nitrogênio, dependendo da qualidade.

A densidade do petróleo permite classificá-lo em leve, mediano, pesado e ultra-pesado. Esta classificação é baseada nas características físico-químicas do petróleo, considerando a análise da densidade do óleo (grau API) e a viscosidade do óleo (medida em cP oucentipoises). O petróleo do pré-sal tem densidade ou grau API superior a 28° API, sendo que a maior parte do óleo encontrado possui grau API maior que 31°, sendo classificado petróleo leve. A Petrobrás também identificou que este óleo tem baixo teor de substâncias poluentes como enxofre e nitrogênio, normalmente encontrados em grande quantidade no petróleo pesado.

Conforme a clasificação da ANP:

–> Petróleo Leve – densidade igual ou inferior a 0,87 (ou grau API igual ou superior a 31°).

–> Petróleo Mediano – densidade superior a 0,87 e igual ou inferior a 0,92 (ou grau API igual ou superior a 22° e inferior a 31°).

–> Petróleo Pesado – densidade superior a 0,92 e igual ou inferior a 1,00 (ou grau API igual ou superior a 10° e inferior a 22°).

–>  Petróleo Extra-pesado – densidade superior a 1,00 (ou grau API inferior a 10°).

Assim, o petróleo leve, como óleo da camada pré-sal, é estratégico para o Brasil, pois:

(I) é mais fácil de ser refinado, produzindo uma porcentagem maior de derivados finos;

(II) tem menos enxofre, poluindo menos quando é refinado;

(III) portanto, é comercializado por um valor maior no mercado internacional.

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O valor estratégico do petróleo do Pré-sal

Se as reservas petrolíferas forem de 100 bilhões de barris, e o petróleo estiver cotado entre US$ 50,0 ou US$ 100,00, esta riqueza mineral permitirá ao país obter uma renda gigantesca, entre US$ 5 trilhões e US$ 10 trilhões, apenas extraindo óleo cru.

Se o petróleo for refinado, para a produção de outros subprodutos, este valor pode ser multiplicado em várias vezes, impactando diretamente toda a economia nacional.

Combustíveis derivados de petróleo

O processo de refino do petróleo resulta em inúmeros  subprodutos, conhecidos como “derivados de petróleo”.  Muitos destes derivados são matéria-prima para as cadeias produtivas do setor químico, incluindo, desde a fabricação de produtos inflamáveis e solventes até produtos duráveis e semi-duráveis, como os “plásticos”.

Os subprodutos inflamáveis do petróleo incluem combustíveis como gasolina, diesel, querozene, óleo combustível e solventes, além do GLP – Gás Liquefeito de Petróleo, conhecido no Brasil como “Gás de Cozinha”, utilizado diariamente para o cozimento de alimentos por milhões de pessoas em todo o país.

Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) conhecido como "Gás de Cozinha"

Os produtos derivados de petróleo com maior valor agregado nãosão necessariamente os combustíveis, como muitos acreditam, mas sim os outros produtos duráveis e semi-duráveis resultantes do refino de petróleo.

Dentre os produtos químicos destacam-se os fertilizantes como o nitrogênio a base de petróleo e os agrotóxicos, que em sua maioria incluem substâncias derivadas de petróleo.

Refino de petróleo: Torre de fracionamento de petróleo

Ainda no ramo químico, destacam-se, produtos farmacêuticos, detergentes e produtos de limpeza, tintas, solventes, vernizes e materiais sintéticos. Dentre os materiais sintéticos destacam-se produtos como borracha sintética e o grupo dos polímeros, popularmente chamados de “plásticos”, dos quais se destacam os policarbonatos, poliuretanos, polipropileno, PVC e PET.

Brinquedo fabricado de plástico derivado de petróleo

Estes materiais permitem produzir uma infinidade de produtos finais, como roupas, calçados e tecidos sintéticos, Cd´s, garrafas recipientes, coberturas translúcidas resistentes, revestimentos externos de eletrodomésticos, componentes de interiores de automóveis e aviões, e até mesmo uma grande variedade de brinquedos.

Os combustíveis derivados de petróleo e o gás natural representam pouco mais de 60% de toda a energia consumida no mundo e a exploração petrolífera representa diretamente cerca de 10% do PIB mundial.

Roupa de Poliamida

Indiretamente os milhares de subprodutos combustíveis derivados de petróleo sustentam a economia mundial como conhecemos hoje. Devido ao seu enorme peso econômico e geopolítico, o petróleo é considerado o pilar fundamental da civilização industrial estruturada ao longo do século XX, também chamada de “civilização do petróleo”.

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Petróleo no Brasil e a Petrobrás

No Brasil a Petrobrás é a maior empresa do país, situando-se entre as 10 maiores do mundo. A empresa, criada em 1953 pelo então Presidente Getúlio Vargas, tem uma longa história de investimentos em tecnologia para procura e exploração de poços petrolíferos.

(Fonte:http://diariodopresal.wordpress.com)

O que é o Pre-Sal

O “pré-sal” é uma área de reservas petrolíferas encontrada sob uma profunda camada de rocha salina, que forma uma das várias camadas rochosas do subsolo marinho.

As reservas do pré-sal encontradas no litoral do Brasil são as mais profundas em que já foi encontrado petróleo em todo o mundo. Representam também o maior campo petrolífero já encontrado em uma profunda região abaixo das camadas de rochas salinas ou evaporíticas.

Camadas semelhantes de rocha “pré-sal” são encontradas em alguns outros locais do mundo (litoral Atlântico da África, Golfo do México, Mar do Norte e Mar Cáspio). Em algums dessas regiões  foram encontrados “indícios” de petróleo em camadas rochosas pré-sal, como já foi noticiado neste blog. Entretanto, ainda não se sabe ao certo se estas outras áreas subsal possuem grandes reservas petrolíferas como “o pré-sal” no litoral brasileiro.

O termo “pré” de pré-sal refere-se à temporalidade geológica e não à profundidade. Considerando-se a perfuração do poço, a partir da superfície, o petróleo do pré-sal é considerado subsal, pois está abaixo da camada de sal. Entretanto, a classificação destas rochas segue a nomenclatura da Geologia, que se refere à escala temporal em que os diferentes estratos rochosos foram formados. A rocha-reservatório do pré-sal foi formadas antes de uma outra camada de rocha salina, que cobriu aquela área milhões de anos depois, ou seja, mais recentemente na escala de tempo geológica. Portanto, o “pré” do pré-sal refere-se à escala de tempo, ou seja, está em uma camada estratigráfica que é mais antiga do que a camada de rochas salinas.

(Fonte:http://diariodopresal.wordpress.com/)

Mais de 85 mil moçambicanos com gás natural a partir de 2012

Cerca de 85.000 habitantes da província de Maputo, sul de Moçambique, vão poder consumir gás natural moçambicano a partir de Junho de 2012, segundo um administrador da Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH).

 

As maiores reservas de gás natural até agora descobertas em Moçambique situam-se em Temane e Pande, província de Inhambane, sul, e estão a ser exploradas desde 2004 pela sul-africana SASOL.

Tal como os distritos de Vilanculo, Inhassoro e Govuro, daquela província, já beneficiam de energia eléctrica, gerada a partir do gás natural moçambicano, também algumas empresas a operar na cidade industrial da Matola, arredores de Maputo, o usam nas suas actividades de produção.

Dentro de dois anos será a vez dos habitantes da capital e de outros potenciais clientes da Matola e do distrito de Marracuene usufruírem, anualmente, de 45 milhões de gigajoules de gás natural produzidos em Temane.

De acordo com o administrador de Engenharia, Projectos e Desenvolvimento da Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH), Paulino Gregório, as obras de construção da rede de transporte e distribuição de gás vão começar em Março de 2011 e irão criar 230 novos postos de trabalho.

Paulino Gregório falava hoje, em Maputo, na apresentação pública do projecto que, segundo afirma estar avaliado em "95,5 milhões de dólares", o equivalente a 72,7 milhões de euros.

Segundo explicou o administrador da ENH, o consumo do gás de Temane vai permitir ao país reduzir a importação de combustíveis, que neste momento ronda os 5 milhões de barris de petróleo por ano.

(Fonte: Diário Digital - Sapo/ Lusa, 2010-09-21).

 

(Fonte:http://petroleolusofono.blogspot.com/2010/09/mais-de-85-mil-mocambicanos-com-gas.html)

ANP: 6 empresas desistem de blocos adquiridos em leilão

Pelo menos seis empresas desistiram de assinar os contratos para explorar áreas de petróleo e gás natural arrematadas no último leilão da Agência Nacional do Petróleo (ANP), realizado no fim do ano passado. No total, 17 companhias haviam arrematados áreas no leilão.

A Petrobras havia assinado em abril deste ano os contratos para a concessão de 27 blocos que arrematou sozinha ou em parceria. Mas no fim de junho, ficaram de fora da assinatura dos contratos as empresas Alvorada Petróleo, Silver Marlim, Synergy Group, Severo Villares Projetos e Construções, Nord Oil & Gas e o consórcio formado entre a STR Projetos e a Agemo. Estas empresas haviam arrematado 14 blocos na 10ª Rodada da ANP. As empresas terão de arcar com o prejuízo de R$ 50 mil por bloco que desistiram. A desistência das companhias foi confirmada na reunião da comissão de licitação realizada na última sexta-feira (dia 3).

Fecharam contrato com o órgão regulador o consórcio formado pelas empresas Comp (30%), Sipet (10%), Orteng (11%), Cenug (24,5%) e Codemig (24,5%); além das empresas Integral de Servicios Tecnicos e a Shell.

De acordo com a decisão da ANP, serão chamados os segundos colocados no leilão para os blocos que tiveram mais de uma oferta. Os demais voltam para a ANP (Fonte: Estadão / Agência Estado, 2009-07-08).

 

(Fonte:http://petroleolusofono.blogspot.com/2009/07/anp-6-empresas-desistem-de-blocos.html) 

Papel da ANP é maior dúvida sobre noval lei do petróleo

Alguns pontos do novo marco regulatório do petróleo no País, que vai reger inclusive a produção no pré-sal, surpreenderam analistas, técnicos e profissionais especializados e suscitaram dúvidas.

 

 

 

Os dados foram antecipados pelo ministro das Minas e Energia, Edison Lobão, e por três fontes - uma delas participou anteontem da reunião ministerial com o presidente Luiz Inácio Lula da Silva. As principais questões estão centradas em dois pontos: o papel da Agência Nacional do Petróleo (ANP) e a forma de contrato, que passa a ser de partilha para áreas estratégicas, e não mais concessão de blocos.

No caso da ANP, Lobão não especificou como serão as novas licitações, mas fontes anteciparam, com exclusividade, à Agência Estado que a agência vai continuar a fazer os leilões, incluindo as áreas do pré-sal.

Executivos e especialistas do setor contavam com um certo enfraquecimento da ANP, pois era esperado que ela deixasse de fazer os leilões para as áreas estratégicas e ficasse só com as menos importantes. Se isso ocorresse, disse o consultor e ex-diretor da ANP John Forman, seria como se o País retrocedesse para a época em que o ex-presidente Fernando Collor criou o Departamento Nacional de Combustíveis (DNC), que cuidava só da área de distribuição e revenda, em substituição à autarquia anterior, que abrangia todos os setores.

Para o advogado especializado Luiz Antonio Lemos, do escritório TozziniFreire, a manutenção dos leilões, se confirmada, será uma "grata surpresa". "Dessa forma, a ANP se mantém com força", comentou. Para ele, com a ANP na função de reguladora e também na fiscalização, fica mais "fácil" a transição, com a nova estatal a ser criada que será responsável pelas áreas que serão unitizadas.

Na lei atual, a ANP é responsável pela gestão das áreas não leiloadas que têm reservatórios contíguos às atuais descobertas. "Não faria sentido que a reguladora dos concessionários também gerisse uma área." Pelas regras que devem ser propostas ao Congresso, a nova estatal, que tem sido chamada informalmente de Petrosal, seria a responsável por essas áreas.

A criação da Petrosal também levanta dúvidas, como a forma de participação dos novos contratos de partilha. Para Lemos, dois caminhos devem ser estudados. No primeiro, a estatal teria uma participação fixa em todas áreas consideradas estratégicas que serão levadas a leilão.

Num segundo, a estatal exigiria uma participação mínima e quem oferecer participação maior leva a área. "Esse me parece um modelo ideal", comentou, lembrando que, nesse caso, perde sentido a oferta de bônus nos leilões, como ocorria anteriormente.

Segundo um executivo do setor que preferiu não ser identificado, o principal ponto nessa linha de contratos de partilha é saber com que verba a União vai participar das explorações e desenvolvimento de uma área. "Um poço no pré-sal custa em torno de US$ 200 milhões. Uma empresa que venha aqui e não ache nada perdeu esse valor. Mas, se encontrar algo, terá que dividir com a União? Temos que saber qual será esse porcentual. Sem isso, não dá para opinar se é ou não válida a nova proposta."Entre executivos da área, é forte a posição de que daria para o governo fazer o que quisesse para extrair uma arrecadação maior sobre a exploração de petróleo sem precisar mudar o modelo.

O Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP) chegou a enviar proposta nesse sentido, elevando os valores de participações especiais e royalties, sem mexer na lei. Agora, espera a divulgação das novas regras o mais rápido possível. "O importante é que o processo não pare e continue claro e transparente", afirmou o diretor do IBP, Ivan Simões (Fonte: Último Segundo - IG / Agência Estado, 2009-07-16).

 

(Fonte:http://petroleolusofono.blogspot.com/search/label/ANP)

Petrobrás ''queimou'' R$ 1,5 bi em gás em 2009

Na contramão de outros países que vêm conseguindo reduzir a queima da gás natural, a Petrobrás registrou em 2009 um aumento desta queima em grandes proporções.

 

 

 

Segundo dados divulgados pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), a estatal atingiu uma média de 9,38 milhões de m³ queimados em suas plataformas por dia no ano passado, o que representa um aumento de 56,5% sobre a queima média diária em 2008. O volume é recorde em um ano e coloca o Brasil no oitavo lugar em queima de gás no mundo, num ranking em que a campeã, Rússia, reduziu sua queima em 10% em 2009 sobre 2008. Há dois anos, o Brasil era o 17º nesse ranking.

De acordo com especialistas consultados pelo Estado, considerado o valor de US$ 7 por milhão de BTU (British Termal Unit) cobrados pela companhia para entregar o gás natural no maior mercado consumidor do País, que é São Paulo, a Petrobrás deixou de ganhar em 2009 algo em torno de R$ 1,5 bilhão. Os mesmos especialistas lembram, no entanto, que não é possível eliminar por completo a queima do gás natural. Há uma parte desta queima que é considerada "técnica", já que, no Brasil, o combustível é produzido associado ao óleo e, como em alguns locais a proporção desta produção é pequena, não justifica a construção de infraestrutura para carregá-lo para o mercado consumidor.

"Se ele não fosse queimado e apenas jogado na atmosfera, o impacto ambiental poderia ser muito maior. O metano emitido pelo gás é 21 vezes mais nocivo que o gás carbônico produzido pela queima", ressaltou o especialistas Luis Olavo Dantas. A título de comparação, estudo da Coppe/UFRJ de 2007 para a Secretaria do Verde e do Meio Ambiente da prefeitura de São Paulo estima que todo o transporte rodoviário na capital paulista lance na atmosfera 7,6 milhões de toneladas de CO2 por ano. É o setor que mais polui a cidade. Naquele ano, quando a Petrobrás queimou em média 4 milhões de m³ de gás natural por dia, foi jogada na atmosfera a mesma quantidade de CO2. A própria Petrobrás mantém um programa que visa a redução desta queima. A estatal tem como meta o aproveitamento de 92% do gás extraído. Em 2009, esse índice ficou em 80%. No ano passado, segundo a diretora de Gás e Energia da companhia, Maria das Graças Foster, o aumento da queima se justificou por problemas técnicos e paradas para manutenção em plataformas.

Visando coibir a queima, a Assembleia Legislativa do Rio de Janeiro colocou em discussão em novembro uma possível taxação sobre o gás natural queimado. A proposta, ainda não votada, prevê uma alíquota de 6% de ICMS sobre essa queima. Tanto a Petrobrás como especialistas, descartam, entretanto, que a queima ocorrida no ano passado tenha origem no excedente de produção. Em 2009, a Petrobrás viu seu mercado consumidor encolher tanto em consequência da crise econômica internacional - que reduziu a atividade industrial - quanto pela redução do volume de energia gerado a partir das usinas térmicas movidas a gás, por causa do elevado nível dos reservatórios das hidrelétricas.

O mercado consumidor caiu de 65 milhões para 48 milhões de m³ por dia, em média, considerando 28 milhões de m³ de gás nacional e 20 milhões importados da Bolívia. "Não é possível atribuir o volume queimado a um excedente de consumo, apesar de o excedente existir, porque seria leviano. Só a Petrobrás tem condições de avaliar a produção e a perda existente em cada plataforma de produção", disse o consultor Marco Tavares, da Gas Energy (Fonte: Estadão, 2010-02-21).

 

 

(Fonte:http://petroleolusofono.blogspot.com/2010/02/petrobras-queimou-r-15-bi-em-gas-em.html)

Segundo ANP, Petrobras foi pessimista na estimativa para Franco

Os três bilhões de barris de óleo e gás no reservatório Franco estimados no contrato de cessão onerosa firmado pela União com a Petrobras são uma média da expectativa de volumes esperados pela estatal e pela Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Magda Chambriard, diretora da ANP, informou ao Valor que a agência calcula que Franco tenha cinco bilhões de barris de óleo equivalente (medida que inclui petróleo e gás) e que Libra, a outra área da União encontrada pela agência, tenha outros 7 bilhões de barris de recursos prospectáveis.

Se confirmados esses volumes, as duas áreas somarão 12 bilhões de barris, quase a totalidade das atuais reservas do Brasil, de aproximadamente 14 bilhões de barris. Ela pondera que só a "broca" (a lâmina de perfuração) pode confirmar as estimativas de volume desse campo gigante.
"Queremos licitar Libra sob o contrato de partilha de produção, mas é claro que é preciso aprovar a lei e que essa decisão seja tomada pelo Conselho Nacional de Política Energética e pelo Ministério de Minas e Energia", frisou.

Magda explicou que, além de Florim e Peroba, áreas que só foram conhecidas quando divulgado os termos da cessão onerosa, já foram identificadas outras de grande potencial no pré-sal de Santos.

Peroba, Júpiter e Pau Brasil (até agora desconhecida) ficam ao sul de Tupi. A diretora da ANP lembrou que a área de Peroba foi incluída apenas para dar garantias caso as previsões de reservas prováveis não se confirmem.

As estimativas de volumes foram motivo de grande debate entre a Petrobras e a agência reguladora durante as discussões do contrato de cessão onerosa, disse A consultoria da ANP fez uma estimativa e a da Petrobras, outra, menor.

"A Petrobras estava mais pessimista. Nós achávamos que tínhamos cinco bilhões nas áreas e a Petrobras achava que cinco bilhões estava apertado", explicou.

"Então se decidiu por um número no meio. Caso se comprovem recursos menores na revisão do contrato, se poderá lançar mão de uma área de Peroba para complementar. Mas se no momento da revisão se concluir que as demais áreas têm volumes suficientes, Peroba volta para a União", informou. Ela se refere ao prazo de quatro anos previsto para o programa exploratório obrigatório que a Petrobras terá que cumprir.

A diretora da ANP contou ainda que a inclusão de áreas no entorno de Tupi, Guará e Iara (já descobertas e sob contrato de concessão com a Petrobras e sócios) vai facilitar o desenvolvimento da produção ali, já que seria mais complicado licitar uma área objeto de "unitização".

A Petrobras informou que ainda não há certeza de que todas as áreas contíguas aos reservatórios já descobertos por ela são unitizáveis. Até agora, o mais provável é que isso ocorra em Iara.
(Fonte: O Globo-Globo / Valor, 2010-09-03).

 

 

(Fontehttp://petroleolusofono.blogspot.com/search/label/ANP)

Petróleo Lusófono : óleo, gás e biocombustíveis que falam português

Crise do álcool reacende debate sobre estoques

A entressafra de cana mais crítica dos últimos anos trouxe de volta o debate  sobre medidas para reduzir as altas e baixas de preço do etanol. 

Mais do que isso, ela resultou em mudanças na regulação desse mercado, com a  decisão do governo, na semana passada, de dar ao álcool caráter de combustível  e, assim, colocá-lo sob fiscalização da ANP (Agência Nacional do Petróleo). 

"Isso poderá criar chances para um pleito antigo do setor, que é a criação de  estoques estratégicos do etanol", afirmou o diretor-presidente da CBAA  (Companhia Brasileira de Açúcar e Álcool), José Pessoa de Queiroz Bisneto. 

Além do clima, especialistas consideram que a diferença no preço do etanol  praticada entre safra e entressafra se deva também à falta de programação das  vendas. 

"A comercialização inteira de álcool é no mercado "spot" (à vista), o que é  problema. A responsabilidade de estoques fica diluída", disse Plínio Nastari,  presidente da consultoria Datagro. 

Apesar da ausência de um "responsável" pelos estoques, o decreto nº 238,  assinado por Fernando Collor em 1991, estabelece reservas estratégicas e  estoques de operação -nunca implantados. 

"Quando o setor tentou fazer [estoques], os órgãos de defesa do consumidor alegaram cartel, não evoluiu", disse Antonio de Pádua Rodrigues, diretor da Unica (associação dos produtores). (Fonte: O Documento - Folha Online, 2011-05-01).

Outras fontes:http://petroleolusofono.blogspot.com/2011/05/crise-do-alcool-reacende-debate-sobre

Brasil bate o recorde de produção de Petróleo em novembro, diz ANP

O Brasil fechou novembro com produção recorde de petróleo e gás natural, informou a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) nesta segunda-feira. A produção atingiu 2,089 milhões de barris diários de petróleo e 66,2 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

Segundo a ANP, o aumento na produção de petróleo ficou em torno de 5,2% em comparação com novembro de 2009 e em 4,6% sobre outubro deste ano. No gás, a elevação foi de cerca de 12% contra novembro de 2009 e de 2% em relação a outubro de 2010.

A Petrobras foi responsável por 91,2% da produção nacional. No pré-sal, a estatal produziu 63.679 barris diários e 2,301 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia no campo de Jubarte e nos testes de longa de duração na área de Tupi. Em outubro, a produção no pré-sal havia sido de 43.978 barris diários de petróleo e de 1,607 milhão de metros cúbicos de gás natural por dia.

A Shell segue como segunda maior produtora de petróleo no Brasil, com 88,6 mil barris diários, seguida pela Chevron com 65,1 mil barris.

Dos 20 maiores campos produtores de petróleo e gás natural (em barris de óleo equivalente) no país, três são operados por empresas estrangeiras: o campo de Ostra (Shell), Frade (Chevron) e Polvo (Devon), informou a ANP.

A agência disse ainda que em novembro houve redução de 15,1% na queima de gás natural em comparação com o mesmo mês do ano passado. Já em relação a outubro a queima aumentou em 22,8%.

“Do volume total de gás queimado, 80,45% são oriundos de campos na fase de produção e 19,55% de testes de longa duração em campos na fase de exploração (que ainda não iniciaram a produção)”, explicou a ANP em comunicado.

 

Fonte:http://www.administracaovirtual.com/blog/br

Petrobras no RN

A Petrobras No Rio Grande Do Norte

São 15 municípios produtores de petróleo e gás natural no Rio Grande do Norte, com um investimento, entre 1976-2001, de 13,9 bilhões de dólares e o plano de desenvolvimento “Petrobras 2010 – Crescimento, Rentabilidade e Responsabilidade Social”. Esses municípios são: Alto do Rodrigues, Apodi, Areia Branca, Assu, Caraúbas, Carnaubais, Felipe Guerra, Governador Dix Sept Rosado, Guamaré, Macau, Mossoró, Pendências, Porto do Mangue, Serra do Mel e Upanema.

Historia

Na segunda metade do século 19, o padre Florêncio Gomes de Oliveira, enviou uma carta ao cientista francês Jacques Brunet, pedindo que visitasse o Rio Grande do Norte para ver a ocorrência de betume que ele tinha visto na lagoa do Apodi.

Em 1943, teve início as pesquisas no Rio Grande do Norte. Alguns poços foram perfurados, mas mostraram apenas vestígios de óleo. Na década de 1950, o deputado Floriano Bezerra mantinha o jornal O Nacionalista, no qual o slogan era O Petróleo é Nosso. Ele reivindicou pesquisas no município de Macau, muito antes de ser descoberto petróleo nessa região.

Em 1966, o prefeito de Mossoró contratou uma firma para abrir um poço d’água, supervisionado pelo geólogo Lúcio Cavalcante, na praça Pe. João Mota. O poço jorrou petróleo misturado com água e serviu de combustível para as lamparinas da população pobre “durante meses”.Vinte anos depois, quando alguns estados já produziam petróleo com sucesso, foi descoberto o campo marítimo de Ubarana, em Macau-RN.

O primeiro poço perfurado (G-1-RN) da Bacia Potiguar Terrestre foi em Gangorra, no município de Grossos, em 1956. Na Bacia Potiguar Marítima, o primeiro poço foi o RNS-1, em Ubarana, costa de Macau, em 1973. Os dois deram sinais da existência de óleo e gás, porém em quantidade não comercial.

A partir de março de 1974, o presidente Ernesto Geisel, autorizou a Petrobras a intensificar suas pesquisas em todo território nacional, na tentativa de reduzir as importações das arábias. A crise do petróleo surgiu com a guerra entre Israel e Síria, envolvendo a então União Soviética e os Estados Unidos numa “guerra fria”. Os países árabes, contra Israel e o Ocidente, resolveram quadruplicar o preço do petróleo e reduziu sua produção em 5% ao ano. Foi durante essa crise do petróleo que, em 1974, chegou a primeira plataforma continental na costa de Macau. Em 1975 o poço marítimo RNS-3 já estava produzindo, com direito a visita do presidente da República, Geisel, e o seu ministro das Minas e Energias.

A revista VEJA, de 10 de abril de 1974, noticiou a descoberta oficial da jazida de Macau, “(...) recentemente localizada, poderá, sozinha, dobrar o volume de reservas nacionais conhecidas” Foi dito ainda que o projeto seguinte da Petrobras era abrir mais 1.223 postos de serviços e 120 filiais, “o que lhe garante já o domínio de mais de 35% do mercado nacional.” Entre junho e outubro de 1975, jorrou petróleo nas torneiras das residências de Mossoró, em dois bairros. Com essa notícia, a Petrobras perfurou vários poços naquele município, com resultados negativos. Em 1976 foi criado o DIGUAR (Distrito de Produção da Bacia Potiguar), abrangendo o Ceará, Rio Grande do Norte e Paraíba, com sede em Natal.

Em 1979, quando perfuraram os poços de água para o abastecimento das piscinas térmicas do hotel Thermas, em Mossoró, apareceu petróleo novamente, desta vez em maior quantidade. O poço MO-13 originou o campo de Mossoró, em 1979. No início de 1980 foi perfurado com sucesso o poço Mossoró-14, o primeiro poço terrestre comercialmente viável do Rio Grande do Norte .

As perfurações de poços terrestres foram intensificadas no início da década de 80, nos municípios de Macau, Areia Branca, Alto do Rodrigues e Mossoró.

Em 1987 foi criada a RPNS (Região de Produção do Nordeste Setentrional), em substituição a DIGUAR.

Em 1995 a Petrobrás fez nova mudança: substituiu RPNS por E&P-RN/CE (Exploração e Produção do Rio Grande do Norte e Ceará), resultante da reestruturação das atividades de exploração, perfuração e produção, anteriormente departamentalizadas. No ano 2000, mudou novamente a sigla: agora se chama UN-RNCE (Unidade de Negócios do Rio Grande do Norte e Ceará).

Em 1994 o Rio Grande do Norte atingiu a marca de 2º maior produtor de petróleo do Brasil; o 1º em produção terrestre.

Até 1997 as atividades de petróleo eram de monopólio da União, quando foram modificadas pela lei que regulamenta esse setor. Hoje a exploração de petróleo está sob o controle da ANP – Agência Nacional de Petróleo. O Rio Grande do Norte e Ceará produzem cerca 103 mil barris de petróleo por dia, sendo 85% dessa produção dos campos terrestres. 4 milhões de metros cúbicos por dia, é a marca da produção do gás natural, com previsão de elevação para 6 milhões m3/d; têm 556 quilômetros de oleodutos, 542 quilômetros de gasoduto e mais de 500 quilômetros de rede elétrica de alta tensão.

Yes, Nós Temos Petróleo

As reservas provadas no Rio Grande do Norte e Ceará são de 401,2 milhões de barris de petróleo e 16,4 milhões de metros cúbicos de gás. Nessa região, no ano 2000, havia mais de 4.000 poços perfurados em terra e mais de 200 no mar.

A Petrobras fabrica três produtos, no RN: Gás Natural (3,76 milhões de metros cúbicos/dia), GLP (Gás Liquefeito de Petróleo - 334 toneladas/dia) e Óleo Diesel (4,5 mil barris/dia - 1 barril equivale a 159 litros), fracionados do petróleo bruto (103.000 barris/dia e previsão para 140 mil barris em 2005) das seguintes instalações: 23 plataformas marítimas, 62 campos terrestres, cerca de 5.000 poços e 67 estações coletoras.

Os principais clientes do petróleo do Rio Grande do Norte são as refinarias existentes em outros Estados do Brasil. O gás natural, o óleo diesel e o GLP são consumidos pelos estados do Rio Grande do Norte, Ceará, Paraíba e Pernambuco.

Royalty

O royalty é uma compensação paga ao Estados, Municípios, Ministério da Marinha e Ministério da Ciência e Tecnologia, sobre a produção de petróleo e gás natural. Os royalties são repassados para 15 municípios produtores do Rio Grande do Norte. No ano de 2001, o Estado recebeu 90,1 milhões de reais; os municípios que mais receberam: Guamaré - R$ 6,9 milhões; Mossoró – 6,3 milhões; Macau - R$ 5,6 milhões; Areia Branca - R$ 5,4 milhões e Apodi – 2,6 milhões.

No repasse mensal realizado em dezembro de 2001, Mossoró recebeu R$ 607 mil; Guamaré R$ 523 mil; Areia Branca R$ 473 mil; Macau R$ 400 mil; e Apodi R$ 167 mil.

Pólo Industrial De Guamaré

A separação do gás de petróleo é feita sob pressão e temperatura através de vasos separadores, tratadores e torres, gerando uma vasta lista de derivados. Desde o início da produção no Rio Grande do Norte, o gás de petróleo era desperdiçado.

A partir de 1983 foi construído o Pólo Industrial de Guamaré, em várias fases, composto principalmente pela ECUB (Estação de Compressores de Ubarana) e UPGN (Unidade de Processamento de Gás Natural). Em 1995 já eram produzidos 29 mil botijões de gás de cozinha por dia, deixando o Estado auto-suficiente. Em 2000, foi construída uma unidade de processamento de óleo diesel. Há, ainda, um projeto para fabricação de querosene de aviação prevista para o início do século 21. Aos poucos Guamaré vai ganhando uma refinaria.

Integração Petrobras/Comunidades

Durante a segunda metade da década de 1990, foram cedidos 222 poços para água, construídos vários chafarizes e caixas d’água e entregues as comunidades dos vales do Açu e Mossoró, disponibilizando mais de 700 mil litros d'água por dia.

O sistema de transmissão e recepção da telecomunicação da Petrobras, instalada na serra do Mangue Seco (Guamaré), disponibiliza as comunidades vizinhas a retransmissão do sinal de TV e, em convênio com a Telemar, permite o sinal da telefonia celular na região, inclusive no Alto do Rodrigues.

Foi construída a estrada RN-408 (ligando a RN-118 a RN-016 - Alto do Rodrigues/Carnaubais); construção da "Estrada do Óleo", assim conhecida a rodovia de 63 km, que liga Guamaré a Alto do Rodrigues, cruzando a BR-406; recuperados 35 km da rodovia RN-016 (Carnaubais/Assú); reconstruída a rodovia RN-117 (Mossoró/Carnaubais) e da RN-118 (Macau/Assú), totalizando 144 km, em convênio com o DER; construção de pontes metálicas em Upanema, Alto do Rodrigues, Governador Dix Sept Rosado e na RN-408.

A maior preocupação da Petrobras é com a preservação da natureza, já que a exploração de petróleo é agressiva ao meio ambiente. Todos os meios possíveis são aplicados para minimizar o impacto, inclusive o benefício de manutenção de vários projetos públicos, como a preservação do Lajedo de Soledade, um importante sítio arqueológico no município de Apodi; do Cajueiro de Pirangi, o maior do mundo; Programa da Criança; Programa de Hortas Comunitárias; Programa Terra Pronta; Programa de Coleta Seletiva do Lixo; Programa de Educação Ambiental; Organização da Semana do Meio Ambiente e construiu aterros sanitários em vários municípios. Em 2002, se erguia o prédio do “Porto de Ama – Centro Petrobras de Cultura”, na cidade de Macau, no local onde existiu o Centro Social Pio XI.

Do Poço Ao Posto

Para determinar onde vai ser perfurado um poço de petróleo, há todo um trabalho de geologia e geofísica. É a primeira fase do trabalho. Através de emissão de som (explosão) registrando graficamente as camadas do subsolo, determinando possíveis jazidas nas bacias sedimentares.

A segunda fase é a perfuração, em locais determinados pelos registros da geologia e geofísica. Após o primeiro poço produtor, chamado de “poço pioneiro”, surgirá um campo de petróleo, sendo perfurados vários outros poços, numa malha determinada pelo trabalho da 1ª fase . Comprovando o seu valor comercial, implanta-se a terceira fase, a produção. O poço tanto pode ser bombeado mecanicamente como poderá surgir naturalmente, quando a pressão da jazida é suficiente para elevar o petróleo além da superfície e vencer a distância, num longo tubo chamado “linha de surgência”, entre o poço e a estação coletora.

O transporte é a quarta fase. O petróleo é bombeado por tubulações marítimas e terrestres, ou transportados por carretas e navios para as refinarias. Depois vem o refino. Um complexo de tubulações, tanques, vasos, torres, compressores, etc. que formam uma refinaria, encarregada de fracionar e processar o petróleo.

Fonte:http://www.cepenatal.com.br/petrobrasnorn

Oil and Gasoline

Christopher Furlong/Getty Images

Petróleo e gasolina




Mais de um século e meio depois de sua descoberta, o petróleo continua a desempenhar um papel essencial na economia global, apesar dos temores de que a dependência do petróleo está alimentando a rápida mudança climática. Durante a última década, o preço do petróleo deu um passeio de montanha russa, subindo de forma constante de 2002 a 2007, subindo em 2008 para um pico de US $ 147 o barril antes de despencar para US $ 33 apenas cinco meses mais tarde, como a crise econômica global reprimida demanda. Em 2010, após um ano de menos sinais selvagens flutuações de recuperação econômica e preocupações com as vulnerabilidades no abastecimento ajudou a empurrar os preços para cima mais de US $ 80 o barril.

Em 2011, o aumento dos preços da energia assemelha-se a ascensão em 2008. Os preços da gasolina aumentaram em quase um terço em 2010, eo custo do petróleo mais de US $ 100 o barril pela primeira vez em mais de dois anos, impulsionado por temores de rupturas de abastecimento estendida Médio Oriente e aumento da demanda de uma economia em crescimento global. Preços do gás estão se aproximando de níveis recordes, mas a maioria dos americanos, até agora não parecem ser drasticamente a cortar a sua condução ou mesmo os seus gastos, como fizeram em 2008.
Desta vez, a economia americana pode ser melhor preparado para os custos do combustível. Uma grande razão é que os consumidores e as empresas aprenderam as lições do último choque do petróleo. Muitos motoristas, por exemplo, têm dado os seus beberrões de gasolina veículos utilitários esportivos. Montadoras, que estão vendendo carros mais econômicos do que há cinco anos, divulgou um faturamento maior em fevereiro de 2011, mesmo quando os preços da gasolina subiu.
Indústrias como as companhias aéreas e de camionagem, que são mais afetadas pelo preço dos combustíveis, passaram sobre os seus custos mais elevados, quase imediatamente, em vez de esperar que os aumentos de preços martelo lucros.
E grande parte do resto da economia dos Estados Unidos é muito menos dependente do petróleo do que costumava ser. Consumo de petróleo caiu mais de 5 por cento desde 2005, enquanto o uso do gás natural subiu 10 por cento. A escassez de gás natural nacional tem mantido os preços baixos, proporcionando um elevador para setores como produtos químicos e farmacêuticos e têmpera o preço da electricidade, muito do que é gerado a partir do gás natural.
Visão global
Enquanto continua a ser a principal fonte de energia, petróleo caiu do seu pedestal desde os choques de energia da década de 1970 e 1980, que provou como dependente do mundo desenvolvido tornou-se sobre os produtos petrolíferos, e como era vulnerável a deficiências no abastecimento.
Em 1973, o petróleo representava 46 por cento do consumo mundial de energia total; até 2005, sua participação caiu para 35 por cento. Mas o petróleo permanece bem à frente de outras fontes de energia: o carvão satisfaz 25 por cento das necessidades mundiais de energia, o gás natural que vem com uma quota de mercado de 20 por cento, ea energia nuclear atende 6 por cento das necessidades de energia do planeta.
Não está claro quanto tempo os preços de energia vai ficar alto. A maioria das exportações de petróleo da Líbia ter parado no meio da luta lá. Mas o petróleo do Kuwait ministro, Sheik Ahmad al-Abdullah al-Sabah, disse que a Organização dos Países Exportadores de Petróleo estava discutindo a possibilidade de realizar uma reunião de emergência para aumentar a produção de petróleo. A Arábia Saudita também disse que bombear mais petróleo para compensar a quebra nas exportações líbias.
Alguns economistas dizem que o aumento dos preços do petróleo no último ano, muito antes da onda de protestos no Oriente Médio e na maior parte causada pela maior demanda, já pode ter o custo de centenas Estados Unidos a economia de milhares de empregos. Uma regra é que cada aumento de US $ 10 no preço do barril de petróleo bate ,2-0,3 pontos percentuais acima do ritmo de crescimento da economia.
Além de volatilidade dos preços, as preocupações sobre segurança energética, bem como o ambiente ea ameaça do aquecimento global, mais uma vez colocar a posição do petróleo sob pressão.
Uma explosão em 20 de abril de 2010 a bordo da Horizon Deepwater, uma sonda de perfuração trabalhar uma milha abaixo da superfície do Golfo do México, levou à liberação acidental de quase cinco milhões de barris de petróleo, o maior derramamento do mundo, de longe. BP, operador da sonda, falhou várias vezes para bloquear o vazamento, mas a catástrofe não levou a amplos esforços para reduzir o uso de petróleo.
O fez, contudo, levar a uma onda de nova regulamentação e legislação que promete fundamentalmente remake de uma indústria que tem operado de mãos dadas com os superintendentes de seu governo por décadas.

Fonte:topics.nytimes.com/top

Geologia do Petroleo

Métodos utilizados para o localização do Petróleo.

Métodos sísmicos

O que são ondas sísmicas?
As ondas sísmicas são movimentos vibratórios das partículas das rochas que se transmitem segundo superfícies concêntricas devido à libertação súbita de energia  no foco sísmico.

Que tipos de ondas sísmicas existem?
Existem dois tipos de ondas sísmicas, sendo que umas são chamadas ondas de volume (de profundidade) que podem ser longitudinais ou primárias (P) e ondas transversais ou secundárias (S), e outras que se denominam ondas superficiais, que podem ser ondas de Love  e ondas de Rayleigh, sendo assim no total originam-se quatro tipos de ondas sísmicas.

Como se propagam as ondas sísmicas?
As ondas Primárias propagam-se através dos líquidos, sólidos e dos gases e a sua propagação pode ser comparada à das ondas sonoras. A sua propagação produz-se por uma série de impulsos alternados de compressão e de distensão através das rochas, havendo, assim variações do volume do material. Estas ondas deslocam-se no sentido da propagação da onda, (paralelamente).
As ondas S propagam-se nos sólidos, mas não nos líquidos e o seu comportamento pode ser comparado ao das ondas luminosas. São mais lentas que as anteriores, pelo que chegam ás estações sismográficas com atraso variável em relação ás ondas P. Estas ondas provocam mudança da forma do material, mas não do volume. As ondas S deslocam-se num plano perpendicular á direção de propagação.
As ondas Love e Rayleigh, tal como as S são ondas transversais, resultantes das interferências entre as ondas S, e entre as ondas S e P, respectivamente em que as partículas constituintes dos materiais rochosos vibram perpendicularmente á direção de propagação da frente da onda. As ondas sísmicas Rayleigh descrevem trajetórias elípticas semelhantes às vagas do mar. São as ondas mais lentas, mas simultaneamente as mais destruidoras.


Refração - Tempo que as ondas demoram para percorrer um determinado espaço.
Reflexão - Tempo do "eco" das ondas dos estímulos feitos na superfície (explosivos);


Os métodos sísmicos se fundamentam na geração de ondas acústicas e na medição do tempo requerido para que estas ondas se propaguem da fonte de emissão até um conjunto de sensores (geofones ou hidrofones) dispostos em superfície ao longo de um perfil. Um equipamento de registro de dados (sismógrafo) capta os sinais recebidos pelos sensores e os armazena em formato digital para posterior processamento e apresentação. A partir de sua geração, as ondas acústicas podem sofrer refrações ou reflexões nas interfaces entre dois meios em subsuperfície, sendo que os tempos de trânsito e as velocidades de propagação das ondas nesses meios estão relacionados à densidade, porosidade, composição mineralógica e às propriedades elásticas dos materiais, além de fornecerem informações geológico-estruturais das rochas em profundidade.

GPR (Radar de Penetração no solo), conhecido no Barril como “Georadar”.

É um método geofísico de imagem da superfície que utiliza um pulso elétrico para gerar ondas eletromagnéticas.

Métodos Elétricos: método de levantamento realizado na superfície ou próximo da superfície, que mede o campo elétrico natural ou induzido. Inclui os métodos eletromagnético, polarização induzida, magnetotelúrico, resistividade e potencial espontâneo.

Eletromagnético (EM): método eletromagnético consiste num conjunto de técnicas de prospecção nas quais campos elétricos e/ou magnéticos da Terra (naturais ou artificiais) são utilizados para o mapeamento de certos atributos das rochas (resistividade, permeabilidade ou permitividade).

Polarização induzida : Método de prospecção elétrica que envolve a medida do decaimento da voltagem induzida no terreno, após a corrente de excitação ser desligada.

Magnetotelúrico: método para mapear as variações de resistividade dos corpos de subsuperfície com base nas medidas do campo magnético e das correntes telúricas, que são correntes elétricas naturais da Terra que fluem como correntes contínuas ou de freqüência muito baixa, amoldando-se às grandes linhas tectônicas de subsuperfície.

Resistividade: método de prospecção que mede a resposta do subsolo a um campo elétrico artificial gerado na superfície do terreno. Para tanto, uma forte corrente elétrica é injetada no solo por meio de dois eletrodos designados como A e B, sendo o campo elétrico resultantes analisado por um par de eletrodos denominados M e N.

Potencial espontâneo: diferença de potencial elétrico eu aparece, naturalmente, entre dois pontos quaisquer do terreno ou do interior de um poço, causada por fenômenos eletroquímicos do material. 

Método gamaespectométrico: método de análise química baseado no nível de energia dos raios gama emitidos pela formação, depois da mesma ter sido bombardeada por neutrons de alta energia. A identificação dos elementos baseia-se no fato de que cada um deles emite raios gama com um nível específico de energia. A partir destes dados, pode-se estimar a saturação de hidrocarbonetos, salinidade, porosidade e argilosidade da formação.

Métodos radiométricos: a aplicação de técnicas nucleares permite determinar a distribuição de uma série de elementos presentes nos minerais e rochas que formam a Terra. Entre os elementos químicos presentes nesses minerais, os elementos radioativos naturais despertam interesse especial por seu valor econômico e estratégico e pela sua utilidade nos métodos geocronológicos (métodos que permitem calcular a idade de determinada rocha ou mineral), através da razão isotópica entre os vários elementos radioativos, como o urânio, o tório e o potássio, e suas séries radioativas.

Métodos Potenciais: a gravimetria e a magnetometria, também chamados métodos potenciais, permitem o reconhecimento e mapeamento de grandes estruturas geológicas que não aparecem na superfície.

Gravimetria: equipamentos muito sensíveis chamados gravímetros conseguem medir a variação na aceleração de gravidade produzida pela distribuição da massa em subsuperfície. Os dados levantados depois de processados e analisados podem fornecer informações sobre a distribuição de massa no interior terrestre, tanto em nível local como global;

Magnetometria: os magnetômetros são equipamentos muito sensíveis que medem na superfície o magnetismo gerado no interior da Terra, fornecendo informações sobre as estruturas rochosas presentes em subsuperfície que possuem propriedades magnéticas;

ROCHAS SENDIMENTARES
As rochas sedimentares são um dos três principais grupos de rochas (os outros dois sãos: rochas ígneas e as metamórficas) e formam-se por três processos principais: a partir da deposição (sedimentação) das partículas originadas pela erosão de outras rochas (conhecidas como rochas sedimentares clásticas); pela deposição dos materiais de origem biogénica; e pela precipitação de substâncias em solução. 

As rochas sedimentares podem ser divididos em Clásticas, Orgânicas e Químicas. E existem 7 tipos: Arenito cinzento, Arenito pardo, Arenito, Cólito, Dolomita, Pedra calcária, Travertino.

As rochas sedimentares fornecem importantes informações sobre as variações ambientais ao longo do tempo geológico. Os fósseis, que são vestígios de seres vivos antigos preservados nestas rochas, são a chave para a compreensão da origem e evolução da vida.

A importância econômica das rochas sedimentares está em suas reservas de petróleo, gás natural e carvão mineral, as principais fontes de energia do mundo moderno.

• O petróleo por exemplo é classificado com uma rocha sedimentar de origem biogénica.

Geofísica de poço

Os perfis de poços são usados principalmente na prospecção de petróleo e de água subterrânea. Eles têm sempre como objetivo principal, a determinação da profundidade e a estimativa do volume da jazida de hidrocarboneto ou do aquífero.
Para fazer uma perfilagem em um poço, são usadas diversas ferramentas (sensores) acopladas a sofisticados aparelhos eletrônicos. Estes sensores são introduzidos poço adentro, registrando, a cada profundidade, as diversas informações relativas às características físicas das rochas e dos fluidos em seus insterstícios (poros). 

Os perfis de poços são usados principalmente na prospecção de petróleo e de água subterrânea. Eles têm sempre como objetivo principal, a determinação da profundidade e a estimativa do volume da jazida de hidrocarboneto ou do aquífero.

Para fazer uma perfilagem em um poço, são usadas diversas ferramentas (sensores) acopladas a sofisticados aparelhos eletrônicos. Estes sensores são introduzidos poço adentro, registrando, a cada profundidade, as diversas informações relativas às características físicas das rochas e dos fluidos em seus insterstícios (poros).

　

Os geólogos estudam traços de superfície e mapas via satélite e chegam a usar um aparelho conhecido como gravímetro, que detecta sutis variações da gravidade capazes de indicar a presença de um fluxo subterrâneo de petróleo.

Quando buscam combustíveis fósseis no mar usam equipamentos de levantamento magnético, um navio passa sobre a área a mapear as anomalias magnéticas que venha a encontrar. As leituras ajudam os geólogos a localizar sinais indicadores de armadilhas marinhas (armadilhas ou trapas geológica um dos requisitos para a formação de uma jazida de petróleo).

Os pesquisadores também podem detectar possíveis armadilhas por meio de sensores sísmicos. O método envolve o envio de ondas de choque pelas águas e para o piso do oceano. O som viaja em velocidades diferentes através de tipos diferentes de rochas. Caso a onda de choque localiza mudança nas camadas rochosas, ela retorna e é captada por hidrofones que o navio de pesquisa arrasta pela água.

Esses navios utilizam canhões de ar comprimido e explosivo para causar as ondas de choque. Entre os dois métodos, os canhões causam menos ameaças á fauna marinha. A poluição acústica representa ameaça para animais com senso sísmico tão agudo quanto à baleia azul.

Depois que detecta os depósitos de petróleo, marcam-se as coordenadas no GPS e uma boia sinalizadora é deixada no local, até obter a licença governamental.

Então a perfuração prospectiva é feita para colher material para análise de qualidade e quantidade do petróleo naquela área. Se for economicamente viável é feita então à exploração.

　

As ferramentas utilizam diversas características e propriedades das rochas, que podem ser elétricas, nucleares ou acústicas. Com os sensores elétricos, detecta-se, por exemplo, a resistividade das rochas e a identificação das mesmas se dá através de comparações dos valores obtidos na perfilagem com os valores das resistividades de diversas rochas conhecidas e determinadas em testes de laboratório.

Com os sensores nucleares, detecta-se a intensidade de radioatividade das rochas e dos fluidos em seus poros, podendo-se inferir a composição mineralógica das mesmas. Com as ferramentas acústicas, ultra-sons são emitidos em uma ponta da ferramenta a intervalos regulares e detectados em sensores na outra ponta.

O tempo que o sinal sonoro levou para percorrer esta distância fixa e conhecida (chamado de tempo de trânsito) através da parede do poço (ou seja, pela rocha) é medido e gravado no perfil. O geofísico, mais tarde, compara estes tempos de trânsito com os tempos determinados em laboratório para rochas de composições conhecidas, inferindo, desta maneira, as composições mineralógicas das rochas atravessadas pelo poço e determinando suas profundidades.

Fonte: http://grupo-rocha.blogspot.com/