terça-feira, 27 de dezembro de 2011

Curso de Formação de Operador de Estações de Petróleo e Gás Natural.



Senhores,

Finalmente tenho o prazer de informar que o curso de formação de Operador de Estação de Produção de Petróleo e Gás Natural, aqui em Salvador, será realizado de 14 de janeiro a 07 de abril de 2012. Acontecerá em 12 sábados, com 08 horas/aula cada sábado, totalizando 100 horas/aula. O curso englobará, também, as disciplinas, além de operação, de instrumentação/elétrica, SMS (Segurança, Meio-Ambiente e Saúde) e CBASI (Curso Básico de Segurança Industrial).

- Sábados em janeiro: 14, 21 e 28. Em fevereiro: 4,  11 e 25. Em Março: 3, 10, 17, 24 e 31. Em abril: dia 7.

Será ministrado pelo Instituto Águia Dourada, no auditório do Edifício Fernandez Plaza, ao lado da loja Comercial Ramos, na Av. ACM, nas datas acima, sempre das 08:30 h a 12:00 h – almoço – 13:30 h a 17:30 h.

Professores:

07 sábados - Luiz Henrique Souza (CV anexo). - Sábados em janeiro: Dias 14, 21 e 28. Em março: Dias 3, 10, 17. Em abril: Dias dia 7.

02 sábados – Instrumentação e Elétrica: 01 Engenheiro Instrumentação/Elétrica. Sábados dias 4 e 11 de fevereiro.

01 sábado – SMS e CBASI: 01 Técnico de Segurança. Sábado dia 25 de fevereiro.

02 sábados – Operação: 01 Operador da Ativa em uma Estação local.  Sábados dias: 24 e 31 demarço.

Material Didático:

01 apostila para módulo de operação geral.

01 apostila de Instrumentação/Elétrica.

01 apostila de SMS e CBASI.

Aulas Práticas:

Na Estação de Produção de Fazenda Mamoeiro UFBA/ANP/FAPEX.

Localização: Cidade de Entre-Rios (aproximadamente a 150 km de Salvador).

Dias: Sábado 04 de fevereiro e Sábado 07 de abril.

Horário: Das 08:30 h as 12:00 h.

Saídas: As 07:00 h em frente ao Edifício Fernandez Plaza.

Transporte e Alimentação: Ônibus e Restaurante em Pojuca Incluídos no valor do curso.

Visitas Técnicas Opcionais:  NÃO INCLUÍDAS NO VALOR TOTAL DO CURSO. O ALUNO DEVERÁ EXPRESSAR SEU DESEJO EM PARTICIPAR DESTE PROGRAMA.

Locais:

Estação de Produção São Roque – Mata de São Joao – Bahia.

Estação de Produção de Cajueiro I – Starfish/SONANGOL – Aracaju – Sergipe.

Estação de Produção de Carapitanga – ENGEPET – Cidade de Brejo Grande – Sergipe.

Investimento:

Custo Total: R$ 1.800,00 (hum mil e oitocentos reais) divididos em: Na matricula R$ 500,00, dia 3 de fevereiro R$ 500,00, dia 2 de março R$ 400,00 e dias 5 de abril R$ 400,00. No cheque, boleto ou cartão de crédito.

Para pagamento a vista R$ 1.400,00, portanto, desconto de R$ 400,00.

Certificado:

O certificado de conclusão do curso será emitido pelo Instituto Águia Dourada com assinaturas dos profissionais instrutores.

Para contatos e matricula:

O numero de participantes, não oriundos de empresas, será limitado a 30 alunos.


segunda-feira, 26 de dezembro de 2011

O Bombeio por Cavidades Progressivas

A utilização de bombas de cavidades progressivas para elevação artificial no Brasil teve inicio em 1984 em fase experimental. Devido a simplicidade do método e da eficiência na produção de fluidos viscosos, o número de instalações com esse tipo de equipamento tem se difundido rapidamente.

O BCP consiste em uma bomba do tipo deslocamento positivo, composto de um motor metálico com a forma  de um parafuso sem fim e de um estator.  As folgas existentes entre o rotor e o estator formam os volumes  das cavidades. A rotação  do rotor produz o deslocamento dos fluidos dentro das cavidades.


Basicamente, o BCP é constituído de quatro partes pricinpais.

- cabeça de acionamento;
- coluna de hastes e de tubos;
- bomba de fundo (rotor e estator);
- outros equipamentos.


Basicamente, a cabeça de acionamento converte energia proveniente de um motor elétrico ou de combustão interna em movimento rotativo, fornecendo torque à coluna de hastes. Esta, por sua vez, transmite o movimento de rotação à bomba de fundo. E o giro do rotor movimenta os fluidos até a superfície, de forma não pulsante, na vazão desejada, matendo uma pressão reduzida sobre a formação produtora.

Principais características do sistema BCP:

- Baixa a média vazão;
- Aplicável a poços isolados;
- Pequenas e médias profundidades;
- Problemáticos em poços desviados;
- Pouca restrição à areia;
- Aplicável a poços com fluidos viscosos e parafínicos;
- Problemáticos em poços com altas temperaturas.

Os poços terrestres que possuem método de elevação por Bombeio de Cavidades Progressivas (BCP) apresentam uma quantidade de intervenção muito alta devido à ruptura dos materiais (hastes) que formam o sistema de elevação e produção do poço.

Uma das causas mais freqüentes de intervenção em poços é a troca de hastes partida, a haste partida causa o não funcionamento do método de elevação (BCP) que interrompe a produção do poço e consequentemente necessita de manutenção e troca de todos os materiais que compõe o sistema BCP. A inspeção visual dos poços é feita com periodicidade, mas, às vezes, o poço fica parado por algum tempo ocasionando uma perda de produção.

O acompanhamento de um poço que está produzindo por BCP é feito através de testes de produção, verificação de vibrações no cabeçote e registros de sonolog. Vibrações no cabeçote ou ruído anormal podem significar rolamento defeituoso, falta de óleo lubrificante no cabeçote ou choque das hastes contra a coluna de produção. A verificação constante da pressão na cabeça do poço é importante no acompanhamento de poços que produzem por este método. O aumento gradativo da pressão pode significar parafinação da linha de produção.

Abaixo um vídeo demonstrativo do equipamento feito pela Weatherford.





sexta-feira, 23 de dezembro de 2011

HRT cobra da ANP novos leilões de áreas

A petroleira brasileira HRT já está analisando áreas de exploração de petróleo no País, de olho em uma possível retomada das rodadas de leilões pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em 2012, afirmou o presidente da companhia, Marcio Rocha Mello. Em tom de cobrança, o executivo disse confiar em uma definição sobre a redistribuição dos royalties no ano que vem e no consequente fim do jejum de licitações iniciado em 2008.

A HRT está esperando ansiosamente. Estamos preparados, já olhamos as áreas, disse Mello, após receber o Prêmio Rio + Competitivo, na capital fluminense. Sem a concessão de novas áreas nos últimos anos, a empresa teve de ir às compras para tocar seu negócio. Porém, com a expectativa de que o governo volte a licitar, a HRT pretende parar com as aquisições por enquanto e centrar esforços nas áreas que já possui.

Este ano, a empresa adquiriu o direito de exploração de petróleo e gás em blocos na Namíbia. Com essas duas compras, a HRT é a maior concessionária de áreas no oeste da África. Temos quase 80 mil quilômetros quadrados, o que é quase a metade de todo o pré-sal brasileiro. Possuímos muitas áreas, declarou o executivo. Apesar disso, Mello não descartou a compra de outras áreas ao longo do ano que vem.

Enquanto não saem os novos leilões, a empresa vem trabalhando para iniciar sua produção no terceiro trimestre de 2012. Além da participação em 12 blocos na Namíbia, a empresa opera 21 blocos na Bacia do Solimões, no Amazonas. A expectativa é terminar dezembro com uma produção de 5 mil barris de petróleo por dia.
Fonte: AE - Agência Estado

quinta-feira, 22 de dezembro de 2011

OGX Maranhão obtém LP para projeto de produção de gás

A Secretaria de Estado do Meio Ambiente e Recursos Naturais do Maranhão (SEMA/MA) emitiu a Licença Prévia para o empreendimento da produção e escoamento de gás natural nos campos Gavião Real e Gavião Azul, na Bacia do Parnaíba. A licença atesta a viabilidade ambiental do empreendimento, que irá produzir e tratar gás natural a ser destinado às Usinas Termoelétricas (UTE Parnaíba) da MPX na região.

A produção do gás deverá ter início no segundo semestre de 2012 e poderá atingir até 6 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural.

Prosseguem os trabalhos de detalhamento e aquisição de equipamentos para a Unidade de Tratamento de Gás (UTG) a ser construída na região. Na UTG será realizado o tratamento para remover os líquidos existentes no gás produzido, filtrar e aquecer o gás.

A produção de gás nos campos de Gavião Real e Gavião Azul terá a capacidade de dobrar a produção atual de gás natural em terra no Brasil

'CNN': multas a petrolíferas dificultam exploração do Brasil

Corrupção e incompetência podem afundar os sonhos do Brasil de se tornar uma potência mundial exportadora de petróleo, segundo a rede americana CNN. Conforme a reportagem, as multas aplicadas às petroleiras Chevron e Transocean são uma indicação de problema, já que a Petrobras não tem condições de controlar toda a operação de petróleo brasileira sozinha. Se as empresas estrangeiras continuarem recebendo multas extremamente altas, elas podem repensar o interesse em continuar no País.

O Ministério Público brasileiro multou a Chevron e sua parceira Transocean em US$ 11 bilhões por acidentalmente liberar cerca de 3 mil barris de petroleo na costa do País. Embora a multa não deva permanecer nesse valor, ela tem levantado questões sobre a segurança e a viabilidade dos negócios do petroleo no Brasil, diz a CNN. Conforme a rede americana, o Brasil precisa dos equipamentos, da tecnologia e da expertise de companhias petrolíferas estrangeiras para que a indústria nacional no setor cresça. Cerca de US$ 600 bilhões serão necessários ao longo dos anos para conseguir escoar a produção dos campos recém descobertos no País. 

O Brasil também precisa dessas empresas apenas para manter a produção atual. Por exemplo, a Transocean opera sozinha 10 das 60 plataformas de petróleo offshore no Brasil.

Dessa forma, o País deve evitar criar grandes problemas à presença dessas empresas no País, conforme a CNN. Para a rede, o impacto ambiental causado pelas empresas é menor do que aquele provocado pela Petrobras, mas elas estão sendo mais penalizadas e podem desistir de negócios no Brasil, mas a Petrobras continua dependente dessas gigantes estrangeiras para escoar a produção nacional. 

Segundo a rede americana de notícias, engenheiros estrangeiros que trabalharam no Brasil reclamam da incompetência dos seus colegas brasileiros e, em 2010, a Petrobras anunciou 57 vazamentos de óleo, que combinados lançaram 4.201 barris no oceano, quantidade superior à liberação feita pela Chevron em novembro , mas a empresa brasileira recebeu multas muito menores.
Fonte: Terra 

terça-feira, 20 de dezembro de 2011

Escassez de leilões reduz exploração de petróleo

O atraso nas Rodadas de Licitação de blocos exploratórios de petróleo e gás criou um vazio na extensão de áreas sob exploração no país. Há apenas dois anos, em 2009, o Brasil tinha 341 mil km2 sob concessão. Em 2012, essas áreas já cairão para um terço - 114,3 mil km2 - se novos leilões não forem feitos, quantidade que minguará ano a ano até chegar a 8,6 mil km2 em 2015. Com isso, a capacidade potencial de produção crescerá abaixo do previsto.

A redução no volume de áreas sob concessão decorre da ausência de novas rodadas. A última foi em 2008 e as descobertas dos campos gigantes do pré-sal, que vieram a público em 2007, paralisaram até a concessão de novas áreas em águas rasas ou em terra. A 11ª Rodada foi autorizada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) em abril, mas a data depende de uma decisão direta da presidente Dilma Rousseff.

Com a Chevron no olho do furacão depois do vazamento no campo de Frade, as demais companhias estão preocupadas com seu futuro no país. Quem possui uma concessão e fizer uma descoberta nos próximos anos poderá reter a parte onde está localizada o reservatório, como prevê o contrato de exploração assinado com a ANP. Quem não descobrir nada, devolve tudo. No ano passado foram devolvidos 27 blocos e em 2011 expira o prazo para devolução de mais 49 blocos concedidos em 2005 e 2007.

A situação traz incerteza sobre a continuidade da atividade das grandes multinacionais do petróleo no Brasil, incluindo pessoal contratado e investimentos, que podem se concentrar ainda mais na Petrobras. O caso mais emblemático é o da ExxonMobil. Maior petroleira do mundo em valor de mercado, ela tem só um bloco no país, o BM-S-22, na bacia de Santos. A empresa já se desfez de seus ativos de distribuição no Brasil e, sem áreas para exploração e produção, pode não ter outra saída senão deixar o país.

A própria Chevron só opera no país o campo de Frade, e apesar de ter previsão de investir US$ 3 bilhões nos próximos três anos, esse dinheiro irá para desenvolver campos onde é sócia da Petrobras. Como a operadora é a estatal, a Chevron participa dos investimentos, mas não da operação.
Haroldo Lima, que foi diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) por oito anos e deixou o comando da instituição na sexta-feira, manifestou preocupação com esse atraso.
Fonte: Valor Econômico 

segunda-feira, 19 de dezembro de 2011

Petrobras comemora 70 anos do poço Candeias-1 em Salvador

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O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli de Azevedo, participa hoje (19) de uma cerimônia comemorativa dos 70 anos de início de produção de Candeias-1, primeiro poço de petróleo economicamente viável no Brasil. Na ocasião será lançado um selo comemorativo em parceria com os Correios.

Candeias-1, no Recôncavo baiano, entrou em produção em 1941 e colocou o país no seleto grupo de países produtores de petróleo. A unidade da Petrobras foi criada em 1953, 12 anos após a descoberta de Candeias, e continua em produção até hoje.

Ainda hoje, Gabrielli participará do lançamento da pedra fundamental da Torre Pituba, no bairro do Itaigara. No local será construída a nova sede da Petrobras, com capacidade para 6.500 empregados.

O edifício tem a certificação ambiental Leed, selo internacional emitido pelo Green Building Council, entidade que reúne diversos representantes da construção civil dos Estados Unidos. A fachada terá vidros com isolamento térmico e acústico, além de painéis solares, o que permitirá economia de economia de energia. O empreendimento também vai gerar cerca de 1.800 postos de trabalho na Bahia.

Fonte: TN Petróleo

quinta-feira, 15 de dezembro de 2011

O Bombeio Mecânico

Na fase de produção, o petróleo pode vir à superfície unicamente devido à pressão dos fluidos existentes no interior da jazida. Nestes casos, os poços são chamados de surgentes. Quando isso não ocorre, é preciso suplementar a energia da jazida para elevar os fluidos do poço até a superfície. Neste caso os poços produzem pela chamada elevação artificial.
Muito utilizado em campos marginais o Bombeio Mecânico é um método de elevação artificial mais utilizado no mundo. No Bombeio Mecânico  a energia é transmitida ao fluido através de uma bomba alternativa de simples efeito posicionada no fundo do poço.
Uma unidade de bombeamento é instalada na superfície, próximo à cabeça do poço, para transformar o movimento rotativo de um motor (elétrico ou de combustão interna) em movimento alternativo. Uma coluna de hastes transmite o movimento alternativo para o fundo do poço, acionando uma bomba que eleva os fluidos produzidos pelo reservatório para a superfície.

As principais características do sistema de bombeio mecânico com hastes estão listadas a seguir:
- Boa eficiência energética;
- Baixo custo com investimentos e manutenção;
- Opera com fluidos de diferentes composições e viscosidades;
- Larga faixa de temperatura;
- Menor custo/produção;
- Baixa vazão;
- Aplicável em poços isolados;
- Pequenas a médias profundidades;
- Problemático em poços desviados;
- Restrição à areia;
- Problemático com alta RGL.
Este método é usado para produção em poços localizados em terra. Onde as vazões máximas de produção variam entre 20 m³/dia (para poços profundos, de até 3000 m de profundidade) e 180 m³/dia (para poços rasos, de até 800 m de profundidade).
Para a Análise do Bombeio Mecânico, utiliza-se:

Registro com Sonolog
É um aparelho portátil utilizado para se determinar o nível de fluido no anular, entre a coluna de produção e o revestimento.
O registro com Sonolog é de suma importância para determinação do nível dinâmico de fluido no aular , permitindo, assim, determinar a submergência da bomba.

Registro com carta Dinamométrica
O dinamômetro é um aparelho que possibilita o registro das cargas atuantes na haste polida ao longo de um ciclo de bombeio completo.
O dinamômetro é acoplado a haste polida, ficando fixo no suporte do dinamômetro, o qual é constituído detrês peças a placa base, camisa espaçadora e o suporte, as quais após instaladas devem permanecer definitivamente na haste polida.

quarta-feira, 14 de dezembro de 2011

Deposição de Parafina

   Um dos problemas encontrados pela produção de óleo em Campos Marginais é a deposição de parafinas nas tubulações. É comum encontrarmos óleo parafínicos em campos onshore. Poços com essas características devem ser tomadas medidas para controlar a deposição. O ideal é que se identifique, previna e controle os depósitos de parafinas no poço, porém em campos marginais muitas vezes não é isso que acontece. A deposição de parafina se dar por diversos fatores, mas o principal agente que influencia na deposição é a temperatura. No reservatório, o óleo está em equilíbrio termodinâmico, mas com o início da produção o equilíbrio é pertubado e a temperatura do óleo começa a diminuir cada vez mais. Essa diminuição de temperatura faz com que apareçam os cristais de parafina e também diminui a solubilidade do óleo, fazendo com que a parte líquida do petróleo (óleo) não consiga mais dissolver  a parte sólida (parafina), então essa parte sólida começa a se depositar nas tubulações de produção ( coluna e linha).  Existem muitos métodos de prevenção que são utilizados na indústria petrolífera, mas são método caros e  normalmente são utilizados em campos offshore, como o aquecimento elétrico das tubulações.
   Para Campos Marginais,é necessário conhecer as características do óleo que  produz, se é um óleo parafínico.  é importante o acompanhamento da pressão da saída tanto da coluna , quanto da linha. Um aumento de pressão muitas vezes significa o acúmulo de parafinas nas tubulações. Constatada o depósito de parafina na coluna, é feita uma Circulação de Água Quente (CAQ), onde água aquecida a mais ou menos 90ºC é injetada pelo anular do poço. Na linhas de produção, usa-se a limpeza da coluna com a passagem de pigs , para isso é necessário a instalação de uma câmara de recebimento. Caso, não existam essas câmaras, pode-se injetar na linha um solvente da parafina. Esses intervenções devem ocorrer com o aparecimento dos primeiros indícios de parafina nos dutos. Caso ocorra o fechamento completo da tubulação é feita uma intervenção com sonda (no caso da tubulação fechada seja a coluna de produção) e algumas vezes é necessário a troca da tubulação. 
   Poços que produzem por Bombeio mecânico e sofrem com a deposição de parafinas, tem a eficiência da bomba diminuída com o deposito de parafinas na haste,
   O cenário mais complicado é quando se tem a deposição de parafinas no reservatório. É dificil identificar esse tipo de deposição e apenas teste em laboratório podem comprovar se essa deposição estar ocorrendo. Caso esteja ocorrendo essa deposição é necessário a utilização de um método que recupere esses depósitos. SGN ( Sistema Gerador de Nitrogênio ) é uma alternativa. Testes em poços maduros do Recôncavo  com deposição de parafinas no reservatório foram feitos com a utilização desse método e houve aumento de produção de até 75 %. Quem tiver maior interesse no estudo desse método pode acessar http://enahpe.com.br/programa/SO-01.2.pdf .

Coluna de Produção e Haste do BM Parafinados

terça-feira, 13 de dezembro de 2011

Braskem deve ter 60% da Petroquímica Suape

A Petrobras negocia com a Braskem a venda de 60 por cento da Petroquímica Suape, atualmente em construção em Ipojuca, no litoral pernambucano. A expectativa é que as conversas avancem no primeiro trimestre de 2012, quando as três unidades industriais da petroquímica iniciarão suas atividades. Atualmente a Petrobras está sozinha no projeto, por conta da saída do Grupo Vicunha, que detinha 60 por cento do capital, em 2008. Contudo, o objetivo da estatal é permanecer apenas como minoritária, com 40 por cento do negócio, disse à Reuters o diretor de Abastecimento da Petrobras, Paulo Roberto Costa.
Procurada pela Reuters, a Braskem não retornou ás solicitações. O diretor da Petrobras não divulgou valores da negociação, mas os investimentos feitos pela estatal são de cerca de 5 bilhões de reais. A Braskem já é parceira da Petrobras no Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) e a estatal possui 47 por cento do capital votante da Braskem e 35,9 por cento do capital total, por meio de participações diretas e indiretas.
A Odebrecht possui a maior participação acionária, com 50,1 por cento do capital votante e 38,1 por cento do capital total. No total, a Petroquímica Suape reúne três unidades industriais integradas: uma para produção de 700 mil toneladas por ano de ácido tereftálico (PTA), outra para produzir 420 mil toneladas anuais de polímeros e filamentos de poliéster, e uma terceira, que fabricará 450 mil toneladas por ano de resinas para embalagem PET, todas com início da produção comercial previsto para o primeiro trimestre de 2012. O Complexo Petroquímico de Suape faz parte da carteira de projetos estratégicos da Petrobras e está incluído no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC)

sexta-feira, 9 de dezembro de 2011

Cidades Petrolíferas do Nordeste - Carmópolis

Localizada na Bacia Sergipe-Alagoas, Carmópolis foi resultado de sucessivas pesquisas iniciadas em 1955 pelo corpo técnico da recém-criada Petrobras, em 1963, foi descoberto, na Fazenda Mercês, em Carmópolis, o maior campo terrestre do país em volume recuperável de óleo do Brasil.
Estão em operação, hoje, 48 anos depois, em Carmópolis, mais de mil poços, responsáveis por 80% da produção da Unidade de Produção em Sergipe.
Sua produção atual é de 42 mil barris por dia e com os investimentos previstos para os próximos anos – a Petrobras planeja alocar US$ 700 milhões na modernização das estações e revitalização do campo –, a produção alcançará a marca de 54 mil barris por dia.

O Campo de Carmópolis é gigante, guardando um volume de óleo in place da ordem de 1,6 bilhões de barris. Entretanto, consideradas as complexidades estruturais e as características pouco favoráveis de suas rochas reservatório, o fator de recuperação primária é baixo, da ordem de 10%. A produção petrolífera do campo tem sido estimulada pela utilização de diversos recursos complementares, tais como injeção de água, injeção de vapor, injeção de polímeros e combustão in situ

quarta-feira, 7 de dezembro de 2011

Geokinetics leva 2D no Parnaíba


A Geokinetics venceu licitação da ANP que prevê a aquisição e processamento de 42.000 pontos de tiro de sísmica de reflexão 2D terrestre, com 10.500 estações de aquisição de dados gravimétricos e magnetométricos associados, na Bacia do Parnaíba.

A concorrência foi disputada com o consórcio ANDL/WICAP e pelas empresas Sinopec e Stratageo. Todas as concorrentes apresentaram recursos. A ANP negou recentemente provimento aos recursos e determinou a assinatura do contrato com a Geokinetics. O serviço terá que ser executado em 30 meses, a partir da assinatura do contrato.

Esta não é a primeira vez que a ANP licita a aquisição de dados no Parnaíba. A primeira campanha foi encomendada ao consórcio Stratageo/Brain. O interesse pela aquisição de dados na região aumentou com as recentes descobertas anunciadas pela OGX na área, que deve participar da 11ª rodada de licitações da ANP com 20 blocos exploratórios.

A bacia do Parnaíba localiza-se no Nordeste do Brasil e abrange uma área aproximada de 680.000 km2, distribuídos pelos estados do Maranhão, Piauí, Tocantins e uma pequena parte pelos estados do Pará, Ceará e Bahia.
Energia Hoje

terça-feira, 6 de dezembro de 2011

Petrobras pesquisa petróleo em Nova Mutum/MT



A Petrobrás deve concluir, até fevereiro de 2012, levantamento sísmico do médio norte mato-grossense, na bacia do Parecis, para investigar o subsolo e descobrir se há petróleo ou gás.

A informação foi confirmada pela assessoria de imprensa da estatal. As bases estão instaladas em Nova Mutum, Sorriso e Nova Ubiratã. No passado havia base instalada também em Santa Rita do Trivelato. No total, a área alvo da pesquisa possui 17.505 quilômetros quadrados.

O trabalho teve início com uma concessão de exploração, fornecida pela Agência Nacional de Petróleo e Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para a Petrobrás e a instalação das bases na região foi feita com licença de operação concedida pela Secretaria de Estado Meio Ambiente (Sema). Estão sendo realizados diversos estudos geológicos, incluindo levantamento de dados sísmicos, para determinar a possibilidade de presença de petróleo na área.

Atualmente, em Nova Mutum há 40 pessoas envolvidas com as atividades administrativas e suporte ao campo. Já as etapas de campo envolvem mais pessoas, totalizando aproximadamente 440. A grande maioria está dividida entre as bases de Nova Ubiratã, Água Limpa (distrito de Nova Ubiratã) e Boa Esperança (distrito de Sorriso).

A coleta de dados está sendo feita por uma empresa contratada pela Petrobrás, que apenas 
acompanha e fiscaliza as atividades.

"A pesquisa de petróleo é um investimento da Petrobras na procura de óleo ou gás. Caso seja identificada esta possibilidade, a Petrobras retornará à região para o desenvolvimento de mais atividades como a perfuração de poços, levantamentos geofísicos e geológicos", explicou a assessoria.

O trabalho em Nova Mutum compreende o início da fase exploratória. Caso os estudos iniciais apontem a existência do petróleo, apontado pelos estudos geológicos, são feitas perfurações de poços exploratórios. Neste momento, são realizados diversos testes e a avaliação do potencial de produção da eventual descoberta de petróleo ou gás.

"Ao final deste processo, ou seja, após a fase exploratória, se confirmada a presença de óleo ou gás em quantidade que justifiquem o investimento, inicia-se a fase de produção. Caso não se confirme a presença de óleo ou gás, ou caso as descobertas não sejam economicamente viáveis é realizada a devolução da área para a ANP".
Fonte: Só Notícias/Márcio Uhde, de Nova Mutum

segunda-feira, 5 de dezembro de 2011

O "Tigh Gás" da Bacia do Alto São Francisco.

Texto do nosso colaborador, Engº Luiz Henrique.

Tigh Gas”, um gas natural o qual é difícil para acessar por causa da natureza da rocha e areia ao redor do deposito. Por ser de difícil extração, muito maior que o gas de outras fontes, das empresas exploradoras é requerido um grande aporte financeiro na sua procura. Com o aumento do preço de venda e a escassez de áreas produtoras de gas dito de fonte normal, aumenta o interesse por este tipo de gas Muitas empresas multinacionais controlam significantes reservas de “Tigh Gas”, incluindo entre elas, a BP, a qual tem, também, gastos vultosos recursos para aprender mais sobre extrair este gas.
Normalmente, gas natural é inteiramente fácil de explorar. Quando um depósito é identificado, um poço pode ser furado e o gas flui naturalmente, fazendo-o de maneira simples para comprimir e manda-lo a outras localidades. Este deve-se porque o gas natural esta, normalmente, rodeados por depósitos de rocha porosa com muitos pequenos furos para o gas permear através. Algumas vezes, o gas, literalmente, empurra-se a si mesmo.
No caso de “Tigh Gas”, cercador de arenito, argila ou outras rochas não é tão permeável, parecendo mais denso no seu corte transversal. A falta de permeabilidade tranca o “Tigh Gas” no subsolo tornando a perfuração de um poço viável complicada. “Tigh Gas” é encontrado armazenado em depósitos de carvão, a fim de obtê-lo é necessário encontrar o “pote de mel”  onde grande volumes estão acessíveis e, algumas vezes, usar vários meios para criar uma pressão de vácuo no poço enquanto se suga o gas das rochas.
Historicamente, tais depósitos foram descritos como “irrecuperáveis”, entretanto, como a demanda por gas natural aumentou muito, muitas empresas têm repensado estas avaliações, forçando para ver se os depósitos de “Tigh Gas” podem ser acessados. Apesar de o “Tigh Gas” ser custoso os altos preços fazem com que seja compensador explora-los, especialmente se a composição for favorável ao tratamento, permitido às empresas extraírem valorosas frações de um único poço.

A maioria dos depósitos de “Tigh Gas” datam da era paleozoica o qual significa que estes tem, ao menos, 251 milhões de anos. A idade avançada de tais depósitos é, presumidamente, responsável por sua inacessibilidade. “Tigh Gas” é bem pressionado, em outras palavras, por causa da rocha reservatório que se tornou mais e mais densa com o passar deste tempo. Estes depósitos podem, também, estar mais profundos que os de gas normal levando a desafios adicionais. Companhias, as quais operam com “Tigh Gas”, usam uma variedade de táticas de pesquisas para identificar as fontes deste gas e tentar encontrar a melhor maneira e local para perfurar.

O gas que se informa haver em grande volume (comparado a Bolívia) na bacia do alto São Francisco é formada, em sua maioria, por este tipo de “Tigh Gas”, devido a isto poderá levar muito mais tempo para termos noticias do inicio da exploração comercial.

Estarei atento à evolução da exploração e voltarei aqui com as ultimas novidades.

Abraços a Todos!

quinta-feira, 1 de dezembro de 2011

Seminário 70 Anos de Petróleo e Desenvolvimento na Bahia

Licitação para exploração de gás natural no Piauí acontece em 2012

Com a exploração o Piauí passará a exportar gás natural.
O deputado Osmar Júnior está na expectativa que 11ª rodada de licitação de novos blocos de exploração de petróleo e gás natural, da Agência Nacional de Petróleo (ANP), aconteçam no início do ano que vem. O leilão, aprovado pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), depende da aprovação da presidente Dilma Rousseff.

Segundo ele, a presidenta já demonstrou disposição em aprovar a decisão, mas por uma questão de prazos a rodada de licitação deverá acontecer somente no primeiro tremestre de 2012. Deverão ser licitados 20 blocos na bacia do Parnaíba. “Esta licitação é resultado da iniciativa da ANP em pesquisar o Vale do Parnaíba”.

As descobertas na região foram estimuladas pelo Plano Plurianual de Geologia e Geofísica (PPA), lançado  em 2007 pela Agência Nacional de Petróleo (ANP), com o objetivo de descobrir novas fronteiras de exploração no país. O plano, financiado pelo Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), prevê, até 2014, investimento de R$ 1,8 bilhão em 22 bacias no país.

De acordo com Osmar, esta foi primeira vez na história do Brasil que o Piauí recebeu este tipo de pesquisa. “Isso abrirá um leque de possibilidades de desenvolvimento. O nosso estado passará da condição de importador para exportador de gás natural”.

A bacia do Parnaíba, de acordo com o estudo, tem grande potencial para exploração de gás. A expectativa é que até meados de 2013 a produção chegue a 5,7 milhões de metros cúbicos por dia.

Vazamentos da Petrobras em 2010: o dobro do óleo derramado pela Chevron

Os vazamentos de petróleo no Brasil são mais comuns do que se pensa. Só a Petrobras, a maior empresa do setor, encerrou o ano passado poluindo mais e recebendo um grande volume de autos de infração dos órgãos de fiscalização. Em 2010, a estatal registrou 57 vazamentos, contra 56 ocorrências em 2009. O volume de petróleo e derivados derramados cresceu cerca de 163%, pulando de 1.597 mil barris, em 2009, para 4.201 mil barris espalhados na natureza em 2010, quase o dobro dos 2.400 barris que teriam vazado do poço da Chevron no Campo do Frade (Bacia de Campos), do qual a Petrobras tem 30%.

O óleo vazado pela Petrobras em 2010 foi o maior em pelo menos quatro anos, segundo levantamento do GLOBO com base em seus relatórios de sustentabilidade. O número ficou acima do Limite Máximo Admissível, índice anual usado pela estatal, de 3.895 mil barris. Especialistas dizem que as empresas não estão investindo o suficiente em sistemas de segurança e ressaltam que os desafios são maiores com o pré-sal.

Segundo o Relatório de Sustentabilidade de 2010, o Sistema Petrobras recebeu, em 2010, 21 autos de infração ambientais, que geraram multas de R$80,75 milhões. O número é 131,04% maior em relação a 2009, quando três autos totalizaram R$34,95 milhões. Esses números consideram multas com valores iguais ou superiores a R$1 milhão.

Presidente do IBP: empresas investem muito em prevenção

Segundo a advogada ambientalista Beatriz Paulo de Frontin, falta uma fiscalização mais rigorosa nos pequenos vazamentos, não exatamente em plataformas, mas em oleodutos, refinarias, navios e bases. Beatriz ressalta que, às vezes, esses derramamentos não são nem considerados acidentes, por serem de pequeno porte, ainda que causem grandes danos:

- Por serem pequenos, esses vazamentos não têm muito controle, mas devem ter um impacto ambiental grande. Deveria haver uma fiscalização mais constante para esses pequenos vazamentos e, principalmente, que fossem feitos de forma preventiva.

O presidente do Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), João Carlos França de Luca, por sua vez, garante que as petrolíferas estão preparadas para produzir com segurança em águas profundas, como no pré-sal. O executivo destacou que as petrolíferas do mundo todo investem muito não só em novas tecnologias, mas em sistemas de prevenção e contenção de acidentes:

- As indústrias investem muito em prevenção, e em caso de acidente, em sua contenção. É quase uma obsessão, pois os custos financeiros, o impacto negativo de sua imagem, os impactos ambientais, caso aconteça um acidente, são muito grandes.

Segundo De Luca, quando ocorre um acidente, como o da BP no Golfo do México, no ano passado, e agora o da Chevron, na Bacia de Campos, inovações tecnológicas e novos sistemas são incorporados à indústria. As nove maiores petrolíferas mundiais, incluindo Petrobras, que fazem parte da Associação Internacional dos Produtores de Petróleo e Gás (OGP), estão investindo cerca de US$2 bilhões em quatro unidades de um equipamento (capping) desenvolvido e usado para conter o vazamento da BP.

Já o especialista em petróleo Claudio Pinho, autor do livro "Pré-sal: história, doutrina e comentário das leis" (Editora Legal), não acredita que as empresas vêm investindo o suficiente. Lembra que, no caso do pré-sal, há agravantes, pois não foi prevista qualquer reserva de recursos para prevenção e combate a acidentes na exploração:

- Hoje, o conceito de segurança no pós-sal e no pré-sal é igual. Vivemos uma espécie de corrida tecnológica, com os equipamentos e os exames sísmicos sendo desenvolvidos de forma difusa. A questão é que um vazamento só chama atenção quando é concentrado. As multas que a Petrobras recebeu (R$80 milhões em 2010) são representativas.

A Petrobras não comentou em que locais ocorreram os vazamentos. Chevron, ExxonMobil, Shell, BG Group e Repsol não revelam quanto investem em segurança.

- Mas é nítido que o setor terá de investir mais com o aumento de produção do pré-sal. A fiscalização deveria ser mais rígida, com o uso de equipamentos mais sofisticados - comentou o analista Adriano Pires, que considera insuficiente os investimentos em segurança.
Minc vai pedir números de investimentos em prevenção

As empresas poderão ter de divulgar investimentos em prevenção. É o que Carlos Minc, secretário estadual de Ambiente, vai pedir às petroleiras:

- A Chevron será a primeira da lista. Na próxima semana, é a vez de outras empresas. Essas informações são essenciais. Não sabemos se elas estão de fato preparadas quando os vazamentos ocorrem.

Para Fabio Guinancio, diretor da Comtrol Beneficiamento de Resíduos, é preciso investir em pesquisa para ter equipamentos adequados aos diferentes ambientes terrestres e aquáticos:

- Uma questão que se pode apontar como problema é a falta de conhecimento das diferentes regiões aos efeitos do óleo e dos produtos químicos.

Muitos especialistas não sabem dimensionar se o país está preparado para um grande desastre 
ambiental. Para biólogos, faltam equipamentos de segurança em escala nacional. A Petrobras conta com 30 embarcações de grande porte para recolhimento de óleo, 150 mil metros de barreiras de contenção, 200 recolhedores de óleo e 200 mil litros de dispersantes.

- Esses números já incluem as atividades do pré-sal. A empresa tem 10% de defesa ambiental, 13 bases avançadas e 130 embarcações de apoio - diz uma fonte ligada à empresa.

Ainda segundo o Relatório de Sustentabilidade da Petrobras, a estatal registrou alta de 11% em gastos ambientais com produção e operação, passando de R$1,575 bilhão em 2009 para R$1,750 bilhão em 2010. Mas o total com equipamentos e sistemas de controle de poluição caiu de R$197,5 
milhões para R$172,3 milhões - recuo de 12,76%.

- O Brasil vai para campos mais ousados, onde os riscos são maiores. É óbvio que a técnica para alcançar o óleo em maior profundidade e seu sistema de segurança devem ser mais estudados e desenvolvidos - afirma o biólogo David Zee.

Especialistas criticam o pequeno avanço no volume repassado pela Petrobras para universidades em projetos para desenvolvimento de pesquisas. Entre 2009 e 2010, o repasse cresceu apenas 3,4%: de R$500 milhões para R$517 milhões.
Fonte: O Globo
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