Os campos petrolíferos do pré-sal se localizam em profundidades de aproximadamente 2000 metros de lâmina d’água, podendo a distância que compreende a superfície do mar e os reservatórios de petróleo chegar a 8000 metros.
Em 2008, a Petrobras começou a prospectar petróleo da camada pré-sal em quantidade reduzida, tal exploração ocorreu no Campo de Jubarte (Bacia de Campos), através da plataforma P-34.
A atual exploração é feita por oito plataformas, quatro delas são plataformas instaladas no passado na Bacia de Campos para exploração do pós-sal, porém por apresentarem capacidade disponível, viabilizaram a exploração da nova camada.
Já as outras quatro plataformas são do tipo FPSO (unidades flutuantes de produção e armazenamento) e atuam, exclusivamente, na camada pré-sal: FPSO Cidade de Angra dos Reis (operando desde outubro de 2010 no campo de Lula, na Bacia de Santos), FPSO Cidade de Anchieta (operando desde setembro de 2012 no campo de Baleia Azul, na Bacia de Campos), FPSO Cidade de São Paulo (operando desde janeiro de 2013 no campo de Sapinhoá, na Bacia de Santos) e FPSO Cidade de São Vicente (unidade itinerante utilizada para a realização de testes de longa duração).
Algumas das principais dificuldades quanto à exploração do pré-sal, além daquelas representadas pelas águas ultra-profundas e pelos reservatórios carbonáceos espessos e de áreas muito grandes, incluem: a razão gás-óleo (RGP) elevada e o alto conteúdo de dióxido de carbono (CO2).
A alta pressão, baixa temperatura (aproximadamente 4°C) e localização dos poços, a cerca de 300 km distantes da costa, também resultam em desafios para o processo de exploração (GOUVEIA, 2010).
No plano de negócios da Petrobras 2014-2018 estão previstos 5 bilhões de dólares (50% dos recursos da área de gás e energia) para escoamento e tratamento do gás (www.abegas.com.br).
O processamento de gás natural offshore envolve muitas operações, exigindo que uma grande porcentagem da área topside das FPSO’s seja voltada, exclusivamente, para o processamento de gás, o que reduz a área para o processamento de óleo, o grande responsável pelo capital gerado no setor petrolífero.
Nestas reservas foi encontrado petróleo de alta qualidade e valor no mercado, de densidade 28,5° API, baixa acidez e baixo teor de enxofre (sites.petrobras.com.br).
A Bacia de Campos, que se estende por mais de 100 mil quilômetros quadrados do estado do Espírito Santo até Arraial do Cabo (litoral norte do estado do Rio de Janeiro), é a bacia petrolífera que mais produz na margem continental brasileira.
Tal poço está interligado à plataforma P-34, que iniciou suas operações em 2006, no Espírito Santo, processando óleo de reservatórios da camada Pós-sal (www.ibp.org.br).
Ao longo dos anos, novas jazidas de pequeno porte foram descobertas na camada Pós-sal, porém foi somente nos últimos anos que a Bacia de Santos passou a receber novos investimentos de exploração e produção.
Com a descoberta do Campo de Mexilhão, a expectativa é que a produção de gás natural neste campo chegue a 15 milhões e metros cúbicos/dia (www.ibp.org.br).
A partir de 2006 foram anunciadas as descobertas de reservas do Pré-sal na Bacia de Santos, incluindo a grande reserva de Tupi, assim como os Campos de Parati, Carioca, Caramba, Jupiter, Guará, Bem-te-Vi e Iara (Figura 4).
Além da Petrobras, outras empresas estão envolvidas na exploração da camada do Pré-sal, entre elas Royal Dutch Shell, ExxonMobil, BG Group, HessCorp, Galp, Repsol e Petrogal.
A bacia de Santos foi divida em onze blocos exploratórios e estão concedidos pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a vários consórcios formados pela Petrobras e empresas privadas sob a forma de contratos de concessão.
As condições de exploração do Pré-sal representam grandes desafios às tecnologias de exploração, produção e transporte de óleo e gás, sendo necessário o desenvolvimento de novas tecnologias.
Dentre estas condições, destacam-se a profundidade das reservas, localizadas em profundidades de até 7000 metros, incluindo 2000 metros de camadas de sal, profundidades estas que resultam em ambientes de exploração de altas pressões e baixas temperaturas; alta razão de gás natural livre no escoamento gás-óleo (RGO – razão gás-óleo); grandes quantidades de gás carbônico (CO2) e gás sulfídrico (H2S) presentes nos hidrocarbonetos.
Devido aos vários tipos de sal ao longo da camada, com diferentes taxas de deformação, pode ocorrer o aprisionamento de tubos durante a perfuração, assim como o colapso da coluna de revestimento.
Tais revestimentos também podem sofrer danos devido às altas pressões e movimentações das camadas de sal, podendo levar ao fechamento ou perda do poço.
Tal controle é possível por meio de sensores e válvulas de controle, que monitoram e controlam em tempo real a extração dos hidrocarbonetos (ALVES et al, 2009).
A Figura 5 apresenta um diagrama com os principais desafios tecnológicos do Pré-sal e algumas áreas que necessitam de aprimoramento para a exploração dessa nova camada.
Desta parcela, 60% (US$ 82 bilhões) é destinado ao pré-sal (Figura 7) (Fonte: www.petrobras.com.br/pt/quem-somos/estrategia/plano-de-negocios-e-gestao/)
A produção de petróleo e gás natural no Brasil superou em 24 de junho de 2014 a marca de 500 mil barris de petróleo por dia (bpd), atingindo 520 bpd, configurando um novo recorde de produção diária originado em 25 poços produtores (Figura 8).
Sendo 78% deste montante (406 mil bpd) correspondentes à parcela da Petrobras e o restante, das empresas parceiras nas diversas áreas de produção na camada do pré-sal. (PETROBRAS, 2014). (Fonte: FORMIGLI, 2014)
A expressiva produção do pré-sal se destaca diante da exploração nacional em terra, águas rasas e até mesmo em águas profundas, alcançando elevada produção por poço em curto período de anos desde o início da exploração, conforme apresentado na Tabela 2.
Ao se comparar o período de tempo necessário para se atingir tal produção no Brasil (8 anos) com o período de tempo para que grandes regiões produtores offshore mundiais, Golfo do México (20 anos) e Mar do Norte (10 anos), alcançassem também esta marca, percebe-se que o Brasil atingiu tal desenvolvimento mais rapidamente, conforme mostrado na Figura 9 (Formigli, 2014).
O reservatório de Júpiter pode ser utilizado como referência de reservas do pré-sal que possuem elevadas razões gás-óleo e que possuem elevado teor de CO2 em suas frações gasosas.
Em Janeiro de 2008 a Petrobras comunicou que a exploração do bloco BM-S-24 (Júpiter) da Bacia de Santos seria realizada por ela (80%) e Galp Energia (20%).
Tal poço se encontra a 5252 metros de profundidade e a 290 km da costa do Rio de Janeiro, sendo a espessura do rocha com hidrocarbonetos maior que 120 metros (IPT, 2009).
Seu programa exploratório mínimo original consistia na perfuração de dois poços com profundidades finais atingindo a FM Itajaí-Açu, tendo o compromisso sido renegociado para a perfuração de um poço com profundidade final dentro da Formação Itajaí-Açu.
O primeiro poço do bloco a ser perfurado foi o 1-RSA-559-RJS (1-RJS-652), localizado a 290 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em lâmina d’água de 2.187 metros.
Porém não foi possível realizar ensaios PVT devido à contaminação das amostras por filtrado de fluido de perfuração a base de nparafina (EIA/RIMA, 2011).
Tais ensaios permitem a análise de comportamento de fases e são normalmente realizadas durante a perfuração do primeiro poço de exploração, antes que o reservatório inicie sua fase de produção.
Para obtenção de amostras não contaminadas, a perfuração do poço 1-RSA-559-RJS foi retomada com fluido base água, atingindo profundidade de 5773 metros.
Tal capa de gás tem uma razão de solubilidade do gás no óleo (Rs) de 3.015m³/m³, onde a porção gasosa apresenta 79% de CO2 e 21% de gases hidrocarbônicos e a fração liquida é composta por um condensado de 33 ºAPI.
Tal descoberta, com concentrações muito altas de CO2, inéditas nas bacias brasileiras representa desafios de produção nunca enfrentados por qualquer operadora em contexto offshore similar (EIA/RIMA, 2011).
O projeto de desenvolvimento de produção ( DP ) para Júpiter esta previsto no Plano de Negócios e Gestão da Petrobras a partir de 2017 , junto com outras áreas como Iara Horst , NE Tupi , Iara NW , Carcará , Entorno de Iara , Franco Leste e Florim. .
Como ainda estão sendo realizados estudos de avaliação exploratória para determinar o potencial de cada campo, a quantidade de poços produtores e/ou injetores e o número de linhas de escoamento de hidrocarbonetos ainda são desconhecidos (Caracterização da Atividade II.2.1, 2013).
A Agência Nacional de Petróleo (ANP) assinou contrato com a empresa Gaffney, Cline & Associates (GCA) (2010) para elaboração de um relatório com vistas à valoração dos direitos de pesquisa.
È importante ressaltar que tal volume estimado considera apenas volumes de óleo, embora os projetos de desenvolvimento englobem exploração de gás natural (ANP e GCA, 2010).
A partir dos dados apresentados (Tabelas 3 e 4) foi possível calcular o ótimo de produção de cada FPSO destinada à exploração dos campos, partindo-se do princípio que cada FPSO opera no máximo por 30 anos.
Os resultados indicaram que para Júpiter a capacidade da FPSO é 75 mil bopd, capacidade menor que as duas primeiras FPSOs contratadas para o Pré-Sal para Tupi (100 mil e 120 mil bopd) e inferir as capacidades das ligações de Guará do Sul à FPSO Guará (16 mil bopd) e da ligação de Florim à Iara (20 mil bopd).
Em seu documento , a ANP relata que a GCA considera que , para Júpiter , uma faixa plausível do Fator Volume de Formação ( FVF ) situa-se entre 1,29 e 1,42 stb/rb , enquanto que a Razão Gás/Óleo ( RGO ) situa-se entre 826 e 1010 scf / bbl. .
Já quanto ao óleo original in situ (OOIP) para o Entorno de Júpiter estima-se que varia de 1,21 Bbbl (baixa estimativa) a 2,57 Bbbl (alta estimativa), sendo a melhor estimativa de 1,83 bbl.
Estima-se um fator de recuperação para Júpiter entre 6% e 37%, considerando-se uma depleção e sistema de produção de injeção de água, com um valor mais provável de 15% para o óleo de 18° API.