23 de novembro de 2017

Brasil e México: petróleo em águas profundas

Por Marco Gonzalez


Brasil, México e seus mares territoriais

O primeiro poço de petróleo, aberto em 1859 nos EUA, tinha 21 m. Desde então, a busca por novas fontes deste produto, incentivada pelo preço cada vez mais favorável, fez os poços ultrapassarem os 6.000 m de profundidade, além de a prospecção avançar mar adentro. Como consequência, em todo o Golfo do México, em 1999, a produção de petróleo em águas profundas (mais que 1.000 pés ou 304,8 m de profundidade), que representava 50% do total, passou a 82% do que foi produzido naquela região, em 2016.

No entanto, a tendência de preços crescentes não se manteve. Alterações na política global sobre o clima fez com que os países com reservas de petróleo e gás tenham elevado a urgência em explorá-las antes que seja ultrapassado o limite do valor viável. Neste sentido, Brasil e México, ambos com seus atrativos e potenciais, afrouxaram regras e competem pelo investimento das grandes petroleiras mundiais.

Quais são as características geológicas e de exploração das regiões petrolíferas em águas profundas no Brasil e no México?

Formações salinas

O sal é o melhor aliado do petróleo. Países como Irã, Iraque e Arábia Saudita têm um grande manto de sal que preservou boa parte das suas reservas. Formações salinas associadas a águas profundas ocorrem em diversos campos petrolíferos do mundo, como em Tahe (China) e Kenkiyak (Cazaquistão), assim como em Campos e Santos (Brasil) e Golfo do México (Estados Unidos, México e Cuba). Isto faz com que o foco desses países concentre-se nas porções de pré-sal, onde o petróleo aguarda para ser explorado ou ainda ser encontrado. 

No Golfo do México, o sal está associado a um período anterior aos sedimentos situados abaixo. O movimento do sal, em alguns casos, formou armadilhas para o posterior armazenamento de óleo e gás. 

No costa brasileira, encontra-se um sal autóctone, ou seja, que permanece em seu nível estratigráfico original e, abaixo deste e alimentadas por ele, há outras massas de sal. O pré-sal brasileiro concentra-se nas bacias de Santos e Campos, mas também há camadas de sal em outros locais ao longo da costa

História geológica

A história geológica do Golfo do México e da costa costa brasileira remontam à época da divisão do Pangea em Laurásia e Gondwana. Essa divisão iniciou após o período Permiano-Triássico, onde aproximadamente 70% das espécies terrestres e 90% das espécies marinhas foram extintas e os níveis de oxigênio na atmosfera caíram

No final do Triássico, brechas/falhas profundas começavam a se formar. Na região do Golfo do México, as falhas foram preenchidas por material vulcânico e sedimentos. Ocorreram invasões esporádicas de águas do Pacífico causadas por eventos tectônicos e formaram-se campos isolados de águas salinas que posteriormente receberam sedimentos. Nova elevação do nível do mar ocasionou deposição localizada de evaporitos e carbonatos ricos em material orgânico. No Cretáceo, transgressões marinhas aconteceram com assentamento de depósitos de carbonatos e folhelhos marinhos com material orgânico. A queda do asteroide do final do Cretáceo, na península de Yucatan, ocasionou uma série de terremotos e o afundamento dos sedimentos da região. Com o surgimento de novas montanhas, mais sedimentos preencheram as partes baixas. No início do Paleoceno depositaram-se sedimentos com boas porosidade e permeabilidade e, no início do Eoceno, houve nova invasão de águas profundas dando oportunidade a sedimentos com melhores propriedades como rochas reservatório. No Cenozoico houve transporte de sedimentos clásticos para o assoalho de águas profundas gerando um espesso depósitos de rochas reservatório clásticas. 

Laurásia, Gondwana, zonas de rifte e evaporitos

No caso da margem continental brasileira, evolução das bacias sedimentares se deu em três fases tectônicas, após a fase pré-rifte: 
  • Rifte (fase paleo-ambiental de Lago): iniciou com vulcanismo há 133 milhões de anos (principalmente nas bacias de Santos e Campos) seguido de falhamentos gerando bacias do tipo rifte, com blocos baixos e altos. Nos primeiros, depositaram-se sedimentos lacustres com matéria orgânica e, nos blocos altos, houve deposição de rochas carbonáticas com coquinas.
  • Proto-oceânica (fase paleo-ambiental de Golfo): houve entrada periódica de mar ao sul e, há 119-112 milhões de anos, formou-se espessa sequência de evaporitos (até 2.500 m) favorecida pelo contínuo afundamento do assoalho da bacia, o clima quente, a salinidade da água e as altas taxas de evaporação. 
  • Drifte (fase paleo-ambiental do Mar): iniciou-se efetivamente a formação da parte sul do oceano Atlântico há 112-111 milhões de anos. Sobre os evaporitos da fase anterior depositaram-se sedimentos marinhos a transicionais e, após, folhelhos de águas profundas e arenitos de águas rasas e turbiditos.
Assim, com a energia térmica crescente, na costa brasileira, fendas e a própria deriva propiciaram a criação de bacias. Após episódios de rifteamento e deposição de sedimentos, estes foram cobertos por evaporitos formando uma vedação eficaz para os hidrocarbonetos. Algum tempo depois, em 2006, a Petrobras, com parceiros, descobriu o pré-sal de Tupi em um reservatório de 5.485 m de profundidade. 

Províncias geológicas em águas profundas do Golfo do México


Golfo do México e as províncias geológicas das águas profundas:
B = Salina del Bravo, P = Cinturão Perdido, M = Cordilheiras Mexicanas, C = Cinturão Catemaco, 
S = Salina do Istmo, E = Escarpa de Campeche e A = Planície Abissal

Há sete províncias geológicas na bacia do Golfo do México profundo:

  • Salina del Bravo: Em águas de 500 e 2.500 m de profundidade, caracteriza-se por sequências de sal tabular que se sobrepõem, à leste, ao cinturão Perdido.
  • Cinturão Perdido: Em águas de 2.000 e 3.500 m de profundidade, constitui-se por dobras e falhas inversas com orientação Nordeste-Sudoeste. Suas trapas (armadilhas) são grandes estruturas anticlínicas, com núcleo de sal, alongadasEstende-se até a parte americana do Golfo do México, onde há importantes descobertas de petróleo, como Baha, Trident, Great White, Tobago, Silvertip e Tiger. Na parte mexicana há depósitos petrolíferos em arenitos turbidíticos nos poços Trión 1, Maximino 1 e Supremus 1.
  • Cordilheiras Mexicanas: Em águas de 1.000 a 3.000 m de profundidade, forma um cinturão amplo caracterizado por anticlinais assimétricos longos e estreitos. Há potencial para óleos gasosos e possivelmente super-leves.
  • Cinturão Catemaco: Cinturão deformado com dobras assimétricas de orientação Nordeste-Sudoeste afetadas por falhas e cristas inversas. Há descobertas recentes de gás podendo haver óleo leve em trapas mais antigas.
  • Salina do Istmo: Em águas desde 500 m de profundidade até a planície abissal, caracteriza-se por diferentes estilos de tectônica salina que evoluem para Norte-Nordeste a partir de diápiros comprimidos. A presença de sal torna complexa a modelagem geoquímica.
  • Escarpa de CampecheA maioria dos depósitos estão localizados em brechas ou em calcários oolíticos. Há possibilidades de óleo pesado.
  • Planície AbissalA coluna sedimentar não possui deformações significativas, tendo baixo interesse econômico.
Nas sete províncias geológicas mexicanas, estima-se que existam um total de 27,1 bilhões de barris de petróleo em exploração ou a serem explorados.

Bacias sedimentares nas águas profundas brasileiras

Por mais de 12.000 km do Delta do Orinoco, na Venezuela, até a Terra do Fogo, na Argentina, bacias sedimentares foram formadas em três domínios distintos: (i) um domínio distensivo meridional, entre o sul da Argentina e o extremo nordeste da costa brasileira, (ii) um segmento transformante, correspondente ao Atlântico Equatorial, com cisalhamento dextrógiro e (iii) outra região dominantemente distensiva, ao norte da Foz do Amazonas.

Com grande diversidade geológica e, portanto, oferecendo riscos exploratórios significativos, as bacias da costa brasileira cobrem as margens Equatorial e Leste. A primeira abrange desde a bacia de Caciporé-Foz do Amazonas até a bacia Potiguar. A margem Leste inicia, ao norte, com a bacia de Paraíba-Pernambuco, seguindo até a bacia de Pelotas.

Bacias da costa brasileira e a área do Pré-Sal

estratigrafia da margem Leste compreende cinco mega sequências:
  • Continental: Ocorrem sedimentos fluviais e de leques aluviais, com pequena quantidade de evaporitos e, acima, (ao norte) folhelhos ricos em matéria orgânica e turbiditos associados a clásticos flúvio-deltaicos e (ao sul, principalmente nas bacias de Santos e Campos) depósitos lacustres de textura fina associados a clásticos vulcânicos. No topo desta mega sequência continental, ocorrem rochas carbonáticas com ostracodes, nos altos estruturais, e sedimentos flúvio-deltaicos, nos baixos adjacentes.
  • Transicional evaporítica: Na maior parte das bacias, representa sedimentos com discordância angular em relação à mega sequência inferior. A progressiva transgressão gerou um mar estreito do norte da bacia de Pelotas até a bacia de Sergipe-Alagoas, com a deposição de espessas camadas de evaporitos.
  • Plataforma carbonática rasa: Os evaporitos foram sucedidos por uma plataforma carbonática de alta energia, em águas rasas, e calcilutitos, em água profundas. Sistemas clásticos do tipo fan-delta se desenvolveram, intercalando-se com os sedimentos carbonáticos.
  • Marinha transgressiva: Com gradual afundamento da bacia e a transgressão marinha, houve deposição de calcilutitos, margas e folhelhos com conteúdo calcífero e planctônico. A sedimentação turbidítica arenosa ocorre nessa sequência ao longo de toda a margem, tendo sido especialmente estudada na bacia de Campos.
  • Marinha regressiva: O caráter regressivo caracteriza sequências de sedimentos depositados em ambientes flúvio-deltaicos. Na porção sul, predominam sistemas siliciclásticos e, ao norte, plataformas carbonáticas.

As rochas do Pré-sal estendem-se por cerca de 800 quilômetros ao longo da plataforma marítima brasileira, com uma largura de até 200 km. Comprimidas abaixo de extensa camada de sal, a 3.000 metros abaixo do solo marinho, estão as rochas sedimentares do Pré-sal com potencial para petróleo, localizando-se entre cinco e sete mil metros abaixo do nível do mar, podendo ter até dois quilômetros de espessura. Estima-se que, abaixo da camada de sal, em uma área de 149.000 km², exista um volume de 90 bilhões de barris de petróleo (dados de 2014).

Dificuldades e avanços na exploração de petróleo em águas profundas

A partir de 1985, a Petrobras jogou-se ao mar, liderando a indústria petrolífera, motivada por diversos fatores, como a alta produtividade de reservatórios turbidíticos, os até então constantes aumentos de preço do petróleo e a instabilidade política das regiões exportadoras. O Golfo do México participou desta iniciativa, com o protagonismo da Shell, ocasionando grande número de descobertas, embora inferiores à Bacia de Campos. 

Entretanto, para os mexicanos, ainda restam dúvidas sobre a exploração das águas profundas principalmente quanto à segurança. As tempestades de verão são violentas na região e o país tem pouca experiência nesta atividade arriscada. Pioram o cenário os registros de acidentes no próprio Golfo do México com perdas humanas e ambientais, que inclusive provocaram a revisão de medidas de segurança no país vizinho, os EUA.

Por essas e outras razões, a exploração de petróleo em águas profundas exige inovações tecnológicas, como navios-sonda, plataformas de posicionamento dinâmico, árvore de natal molhada (arvores de válvulas instaladas no leito marinho), equipamentos de separação dos fluxos de petróleo-gás-água no próprio leito submarino, risers (dutos) flexíveis resistentes às altas pressões e sísmica tridimensional. As especificidades com elevado grau de dificuldades técnicas na exploração e na produção, nessas condições, incluem:
  1. condições prevalecentes no clima, no ambiente marinho e nas rochas abaixo do leito oceânico,
  2. grandes distâncias das plataformas aos poços no fundo do oceano, e das plataformas ao continente e
  3. invisibilidade das operações no mar após 300 m de profundidade.
Cinco fatores são tidos como responsáveis pelos avanços tecnológicos e produtivos da Petrobras em águas profundas:
  1. Política permanente de formação e capacitação de recursos humanos.
  2. Investimentos continuados no centro de pesquisas.
  3. Adoção de programas abrangentes de pesquisa e desenvolvimento em colaboração com universidades, institutos de pesquisas e empresas fornecedoras de equipamentos e serviços.
  4. Incentivos à implantação no Brasil de uma rede de empresas fabricantes de equipamentos para a produção de petróleo em águas profundas.
  5. Incorporação de riscos econômicos e tecnológicos nas decisões de investimentos na exploração e produção de petróleo.
Plataforma P51 de produção de petróleo e gás, do tipo semi-submersível, 
a primeira construída totalmente no Brasil

A produção de petróleo no pré-sal brasileiro passou de cerca de 41 mil barris/dia, em 2010, para 1 milhão de barris/dia em 2016. Em 1984, 4.108 poços da Petrobras alcançavam 500 mil barris/dia, enquanto no pré-sal esta produção dobrou com apenas 52 poços.

O passado e o futuro do petróleo

Convivemos com o petróleo desde os tempos bíblicos, quando Noé calafetou sua arca provavelmente com um resíduo de petróleo obtido em superfície, o betume. O mesmo betume foi usado como cimento na Torre de Babel, nas Pirâmides do Egito, no templo de Salomão e nos Jardins Suspensos da Babilônia. O petróleo era usado para embalsamar corpos, iluminar, impermeabilizar moradias e palácios e pavimentar estradas. Lanças incendiárias embebidas em betume eram tradicionais armas gregas. 


Torre de babel (por Marten van Valckenborch) e o cimento de betume

O petróleo era recolhido em superfície e a primeira mineração só aconteceu em 1742, na Alsácia. No início do século XIX, os russos cavavam manualmente poços de até espantosos 30 metros. O uso do petróleo se ampliou e passou a ser usado como medicamento, curando cálculos renais, escorbuto, cãibras, gota, reumatismo e enfraquecimento do coração. Na Pensilvânia, EUA, em 1859, com um tipo de bate-estaca, foram produzidos 19 barris/dia e o petróleo passou a ser usado em larga escala, substituindo os combustíveis em uso. No final do século XIX, dez países já extraiam petróleo do subsolo. Atualmente, 90% do petróleo é usado com fins energéticos. Eis que, no século XXI, chegaram fortes concorrentes neste sentido, como o lítio...

Como consequência, a velocidade de extração do petróleo precisa ser calibrada em função de objetivos estratégicos, tendo em vista que o aumento da produção pode diminuir seu preço global e, por outro lado, a diminuição da oferta pode apressar o desenvolvimento de fontes alternativas de energia.

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