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presal3Pré-sal é a denominação das reservas petrolíferas encontradas abaixo de uma profunda camada de sal no subsolo marítimo, também chamada de subsal. As rochas reservatório deste tipo de região normalmente são encontradas em regiões muito profundas, de difícil localização e de acesso mais complexo. A maior parte das reservas petrolíferas "pre-sal" ou "subsal" atualmente conhecidas no mundo estão em áreas marítimas profundas e ultra-profundas. A primeira reserva petrolífera em área pré-sal no mundo ocorreu no litoral brasileiro, onde passaram a ser conhecidas simplesmente como "petróleo do pré-sal" ou "pré-sal". Estas também são as maiores reservas conhecidas em zonas da faixa pré-sal. Depois do anúncio da descoberta de reservas na escala de vários bilhões de barris, ...

 

 

em todo o mundo começaram processos de exploração em busca de petróleo abaixo das rochas de sal nas camadas profundas do subsolo marinho. Atualmente as principais áreas de exploração petrolífera com reservas potenciais ou prováveis já identificadas na faixa pré-sal estão no litoral do Atlântico Sul.

Na porção sul-americana está a grande reserva do pré-sal no Brasil, enquanto, no lado africano, existem áreas pré-sal em exploração no Congo (Brazzaville) e no Gabão . Também existem áreas pré-sal sendo exploradas Golfo do México e no Mar Cáspio, na zona marítima pertencente ao

Gigantesco

A camada pré-sal é um gigantesco reservatório de petróleo e gás natural, localizado nas Bacias de Santos, Campos e Espírito Santo (região litorânea entre os estados de Santa Catarina e o Espírito Santo). Estas reservas estão localizadas abaixo da camada de sal (que podem ter até 2 km de espessura). Portanto, se localizam de 5 a 7 mil metros abaixo do nível do mar.

Grandes Profundidades

O pré-sal é uma camada de petróleo localizada em grandes profundidades, sob as águas oceânicas, abaixo de uma espessa camada de sal. No final de 2007, foi encontrada uma extensa reserva de petróleo e gás natural nessa camada, em uma faixa que se estende por 800km entre o Espírito Santo e Santa Catarina. Ainda não existem números concretos sobre quanto óleo realmente existe na região, mas a ministra Dilma Roussef chegou a afirmar que, com a exploração do pré-sal, o Brasil poderia se tornar exportador de petróleo. Já René Rodrigues, professor da Faculdade de Geologia da Universidade Estadual do Rio de Janeiro (UERJ), não é tão otimista, mas admite que há um grande potencial de exploração. "Só há estimativas, mas acredito que, pelo que já se sabe, as reservas brasileiras de petróleo devem ao menos duplicar", afirma. Com tanta empolgação, o governo Lula elabora novas regras para a exploração do petróleo no pré-sal.

O professor René Rodrigues explica que o petróleo do pré-sal só foi encontrado agora porque os esforços estavam concentrados em explorar a camada pós-sal, menos profunda e portanto mais acessível e barata. Porém, mesmo o petróleo acumulado acima da espessa camada de sal também tem origem no pré-sal. "O petróleo pode se formar no pré-sal e ficar preso. Em alguns casos, o sal escorrega e abre passagem para o óleo, que se acumula nas rochas do pós-sal. É o que acontece na Bacia de Campos (RJ), por exemplo", explica. Quando esse petróleo encontrado no pós-sal começou a escassear é que se iniciaram as prospecções na camada pré-sal. Apesar da origem comum, o petróleo que continua confinado e é extraído diretamente do pré-sal tem vantagens em relação ao encontrado a pequenas profundidades. No pós-sal, o óleo pode ser atacado por bactérias, que podem estragá-lo. Essas bactérias consomem a parte leve do petróleo, mais nobre e a partir da qual se extraem a gasolina e o diesel. "No pré-sal, como a profundidade é maior, o óleo fica a uma temperatura acima de 80ºC, o que o esteriliza e preserva sua qualidade", conta René Rodrigues. O especialista ainda explica que, apesar de custar pelo menos o dobro do preço para construir poços que perfurem a grandes profundidades, o óleo retirado dessa camada tem um valor maior no mercado.


Hidrocarbonetos


A “camada pré-sal” é uma espécie de bolsão onde ficam acumulados hidrocarbonetos como petróleo e gás metano e que fica localizada logo abaixo da “camada de sal” em regiões de bacias sedimentares que contém grandes estruturas halocinéticas (locais onde há a ascensão de corpos salinos).

Este é o caso da “camada pré-sal” localizada na bacia sedimentar litorânea brasileira, mais precisamente, entre os litorais do Espírito Santo e Santa Catarina em uma extensão de cerca de 800 quilômetros abrangendo a região de três bacias sedimentares: as bacias do Espírito Santo, Campos e Santos.

As bacias sedimentares deste tipo sempre tiveram grande importância para a indústria petrolífera, pois sua existência está quase sempre relacionada com a ocorrência de jazidas petrolíferas (cerca de 60% de todo petróleo produzido no mundo está em estruturas deste tipo) como as existentes no Golfo Pérsico.

Somente a camada de sal possui uma extensão que pode chegar a 2 km de espessura. A camada pré-sal brasileira fica a mais de 7 mil metros de profundidade e já foram encontrados vários campos e poços de petróleo na região, dentre eles estão os campos batizados de Tupi, com uma estimativa de conter de 5 a 8 bilhões de barris, o Carioca, o campo de Jubarte e o de Júpiter, entre outros.

Se as estimativas da Petrobrás estiverem corretas, em 2016 o Brasil será auto-suficiente em petróleo. Outras estimativas apontam para uma expectativa ainda melhor: 100 milhões de boes (barris equivalentes de petróleo) no total. Se esta estimativa estiver correta o Brasil entraria para o grupo dos dez maiores produtores de petróleo do mundo.


Informações importantes sobre a camada pré-sal


Estas reservas se formaram há, aproximadamente, 100 milhões de anos, a partir da decomposição de materiais orgânicos.

Os técnicos da Petrobras ainda não conseguiram estimar a quantidade total de petróleo e gás natural contidos na camada pré-sal. No Campo de Tupi, por exemplo, a estimativa é de que as reservas são de 5 a 8 bilhões de barris de petróleo.

Em setembro de 2008, a Petrobras começou a explorar petróleo da camada pré-sal em quantidade reduzida. Esta exploração inicial ocorre no Campo de Jubarte (Bacia de Campos), através da plataforma P-34.


Futuro


Se forem confirmadas as estimativas da quantidade de petróleo da camada pré-sal brasileira, o Brasil poderá se transformar, futuramente, num dos maiores produtores e exportadores de petróleo e derivados do mundo. Porém, os investimentos deverão ser altíssimos, pois, em função da profundidade das reservas, a tecnologia aplicada deverá ser de alto custo.

Acredita-se que, somente por volta de 2016,  estas reservas estejam sendo exploradas em larga escala. Enquanto isso, o governo brasileiro começa a discutir o modelo de exploração que será aplicado.


Origem

O petróleo do pré-sal está em uma rocha reservatório localizada abaixo de uma camada de sal nas profundesas do leito marinho.

Antigamente a África e a América do Sul formavam um único continente, a Pangea, que a cerca de 200 milhões de anos se subdividiu em Laurásia e Gondwana. A aproximadamente 140 milhões de anos teve inicio o processo de separação entre duas as placas tectônicas sobre as quais estão os continentes que formavam o Gondwana, os atuais continentes da África e América do Sul. No local em que ocorreu o afastamento da África e América do Sul, formou-se o que é hoje o Atlântico Sul.

Nos primórdios, formaram-se vários mares rasos e áreas semi-pantanosas, algumas de água salgada e salobra do tipo mangue, onde proliferaram algas e microorganismos chamados de fitoplâncton e zooplâncton. Estes microorganismos se depositavam continuamente no leito marinho na forma de sedimentos, misturando-se à outros sedimentos, areia e sal, formando camadas de rochas impregnadas de matéria orgânica, que dariam origem às rochas reservatório.

Ao longo de milhões de anos e sucessivas Eras glaciais, ocorreram grandes oscilações no nível dos oceanos, ocorrendo inclusive a deposição de grandes quantidades de sal que formaram grandes camadas de sedimento salino, geralmente acumulado pela evaporação da água nestes mares rasos. Estas camadas de sal voltaram a ser soterradas pelo Oceano e por novas camadas de sedimentos quando o gelo das calotas polares voltou a derreter nos períodos inter-glaciais.

Estes microrganismos sedimentados no fundo do oceano, soterrados sob pressão e com oxigenação reduzida, degradaram-se muito lentamente e com o passar do tempo, transformaram-se em petróleo, como o que que hoje é encontrado no litoral do Brasil.

O conjunto de descobertas situado entre o Rio de Janeiro e São Paulo (Bem-te-vi, Carioca, Guará, Parati, Tupi, Iara, Caramba e Azulão ou Ogun) ficou conhecido como “Cluster Pré-Sal”, pois o termo genérico “Pré-Sal” passou a ser utilizado para qualquer descoberta em reservatórios sob as camadas de sal em bacias sedimentares brasileiras. Ocorrências similares, sob o sal podem ser encontradas nas Bacias do Ceará (Aptiano Superior), Sergipe-Alagoas, Camamu, Jequitinhonha, Curumuxatiba e Espírito Santo, mas também já foram identificadas no litoral do continente africano, no Mar Cáspio e no Golfo do México Sendo que a grande diferença deste último é que o sal é alóctone enquanto o brasileiro e o africano são autóctones (Mohriak et al., 2004).

Os nomes que se anunciam das áreas do Pré-Sal, possivelmente não poderão ser os mesmos, pois se receberem o status de "campo de produção", os mesmos deverão ser batizados, segundo o artigo 3o da Portaria ANP no 90, com nomes ligados à fauna marinha.


Geologia


De uma maneira simplificada, o Pré-Sal é um conjunto de reservatórios mais antigos que a camada de sal (halita e anidrita) neoapitiniano que se estende nas Bacias de Campos e Santos desde o Alto Vitória até o Alto de Florianópolis respectivamente. A espessura da camada de sal na porção centro-sul da Bacia de Santos é de aproximadamente 2.000 metros, enquanto na porção norte da bacia de Campo está em torno de 200 metros. A área de ocorrência conhecida destes reservatórios, segundo a Petrobras (2008), é de 112.000 km² dos quais 41.000 km² (38%) já foram licitados e 71.000 km² (62%) ainda por licitar.

Este sal foi depositado durante a abertura do oceano Atlântico, após a quebra do Gondwana (Jurássico Superior-Cretáceo) durante a fase de mar raso e de clima semi-árido/árido do Neoapitiniano (1 a 7 M.a.).

A análise de um perfil sísmico da Bacia de Santos nos leva a crer que existem ao menos quatro Plays na região: O primeiro referente à fase Drift (turbiditos Terciários similares aos da Bacia de Campos) acima do sal e mais três, abaixo do sal, referentes Pós-Rift (carbonatos e siliciclastos apitinianos de plataforma rasa) e ao Sin-Rift (leques aluviais de conglomerados). Em todos os casos a rocha-geradora é de toda a costa Leste brasileira, a Formação Lagoa Feia.

Quando se fala do “Cluster Pré-Sal” na Bacia de Santos, as descobertas foram realizadas no Play Pós-Rift em grandes profundidades com lâminas d’água superiores a 2.000 m e profundidades maiores que 5.000 m, dos quais 2.000 de sal. As rochas geradoras são folhelhos lacustres da Formação Guaratiba (do Barremiano/Aptiano e COT de 4%). O selo são pelitos intraformacionais e obviamente o sal. A literatura científica afirma que os reservatórios encontrados são biolititos cuja origem são estromatólitos da fase de plataforma rasa do Barremiano.


A extração de petróleo da camada subsal

A descoberta do pré-sal foi anunciada pelo ex-diretor da ANP e posteriormente confirmada pela Petrobrás em 2007. Em 2008 a Petrobrás confirmou a descoberta de óleo leve na camda subsal.

A Petrobras afirma já possuir tecnologia suficiente para extrair o óleo da camada. O objetivo da empresa é desenvolver novas tecnologias que possibilitem maior rentabilidade, principalmente nas áreas mais profundas.

Em setembro de 2008, a Petrobras começou a explorar petróleo da camada pré-sal em quantidade reduzida. Esta exploração inicial ocorre no Campo de Jubarte (Bacia de Campos), através da plataforma P-34.

Um problema a ser enfrentado pelo país, diz respeito ao ritmo de extração de petróleo e o destino desta riqueza. Se o Brasil extrair todo o petróleo muito rapidamente, este pode se esgotar em uma geração. Se o país se tornar um grande exportador de petróleo bruto, isto pode provocar a sobrevalorização do câmbio, dificultando as exportações e facilitando as importações. Fenômeno conhecido como "mal holandês", que pode resultar no enfraquecimento de outros setores produtivos como a indústria e agricultura.

Entenda o pré-sal e o esforço para tirá-lo do mar

A província petrolífera denominada pré-sal, se estende ao longo de 800 quilômetros na costa brasileira, do Espírito Santo a Santa Catarina, e fica abaixo de uma espessa camada de sal, a mais de 2 mil metros de profundidade. A estatal que administrará a exploração de petróleo da camada pré-sal se chamará Petrosal. A informação é da Agência Brasil.

A região do pré-sal brasileiro, que prenuncia gigantescas reservas de petróleo e gás em volumes ainda indefinidos, é uma sequência de rochas sedimentares depositadas há mais de 100 milhões de anos no espaço geográfico formado pela separação dos continentes Americano e Africano, que começou há 150 milhões de anos.

A província do pré-sal compreende uma área de 112 mil quilômetros quadrados, que vai do litoral do Espírito Santo ao de Santa Catarina. Desse total , 41 mil quilômetros quadrados — o equivalente a 38% de toda a área — já foram concedidos em licitações realizadas pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) e, portanto, estão fora do novo marco regulatório que será divulgado pelo presidente Lula.

A Petrobras detém 35 mil quilômetros quadrados do total já concedido. Há, ainda, 71 mil quilômetros quadrados de área sujeita a concessão.

Até o momento, foram avaliadas as áreas de Tupi e de Iara, ambas na Bacia de Santos, e a do Parque das Baleias, na Bacia de Campos, no litoral do Espírito Santo. A estimativa é de um volume mínimo de 9,5 bilhões de barris, podendo chegar a 14 bilhões, o que praticamente dobra as atuais reservas do Brasil, hoje de 14 bilhões de barris.

A maior descoberta, até agora, está no Campo de Tupi, onde a Petrobras já iniciou o teste de longa duração, com a coleta de dados e de conhecimento técnico para a exploração de toda a área do pré-sal.

Somente em Tupi, as reservas estimadas estão entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural. Outra importante descoberta de óleo leve nos reservatórios do pré-sal se deu na área conhecida como Iara, explorada pela Petrobras, que opera o campo com 65% de participação em consórcio formado pela BG Group (25%) e a Galp Energia (10%).

As estimativas apontam para um volume entre 3 bilhões e 4 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural. Essas estimativas foram confirmadas por teste a cabo, que revelaram a existência de petróleo leve numa área de cerca de 300 quilômetros quadrados. Iara está localizado na área ao norte de Tupi, a cerca de 230 quilômetros do litoral da cidade do Rio de Janeiro, em lâmina d'água de 2.230 metros. A profundidade final atingida pelas perfurações chegou a 6.080 metros.

Em novembro do ano passado, a Petrobras concluiu a perfuração de dois novos poços na seção pré-sal do litoral do Espírito Santo e comprovou expressiva descoberta de óleo leve na área denominada Parque das Baleias, ao norte da Bacia de Campos. O volume das descobertas, feitas em reservatórios do pré-sal localizados abaixo dos campos de óleo pesado de Baleia Franca, Baleia Azul e Jubarte, é estimado entre 1,5 bilhão e 2 bilhões de barris de petróleo e gás.

Estimativas da Petrobras indicam que a estatal terá que investir na área do pré-sal cerca de US$ 111,4 bilhões até 2020 para produzir 1,8 milhão de barris diários de petróleo e gás natural. Na avaliação do presidente da empresa, José Sergio Gabrielli, “esse volume de investimento é viável, com o preço do petróleo no mercado externo abaixo dos US$ 45 o barril”.

Para Gabrielli, no entanto, somente os testes de longa duração, que estão em andamento tanto no Parque das Baleias (ES) quanto em Tupi, na Bacia de Santos, é que fornecerão as informações suficientes e precisas sobre a quantidade de poços que serão necessários por unidade flutuante de produção.

“É claro que nós esperamos que, com o conhecimento que será adquirido ao longo da realização desses testes, consigamos reduzir o número de postos e, consequentemente, até mesmo reduzir estes investimentos em bilhões de dólares”, disse. Ele lembrou ainda que somente um poço hoje para ser perfurado custa em torno de US$ 60 milhões e, para completar, o valor salta para US$ 100 milhões. “Então, se eu consigo reduzir 200 poços isso significa US$ 20 bilhões de economia”, explicou. As projeções da Petrobras indicam que a estatal deve produzir, em 2013, 219 mil barris dia de petróleo na área do pré-sal, volume que saltará para 528 mil barris por dia já em 2016, para chegar a 2020 com uma produção diária estimada de 1,8 milhão de barris diários.

A chefe da Casa Civil da Presidência da República, ministra Dilma Rousseff, afirmou que a exploração do petróleo nas áreas já concedidas da camada pré-sal permitirá que o Brasil dobre suas reservas nacionais do produto. “Todo o esforço que fizemos nos últimos 100 anos resultou em 14 bilhões de barris de reservas prováveis, o que não é pouco. Mas apenas nas áreas já concedidas do pré-sal, [os campos de] Tupi, Iara e Parque das Baleias, a partir da descoberta do pré-sal em 2006, atingimos quantidades entre 9,5 bilhões e 14 bilhões de barris de petróleo. Só esses três blocos já nos permitem dobrar as reservas nacionais de petróleo”, disse.

A ministra explicou que a província do pré-sal está em uma área de 149 mil quilômetros quadrados e que 28% já foram concedidos, estão sob controle da Petrobras e de empresas privadas, sob regime de concessão. Os 72% restantes, que correspondem a 107 mil quilômetros quadrados, ainda estão sob integral controle da União e pertencem ao povo brasileiro.

Ponta do iceberg

O primeiro óleo abaixo da camada do sal foi produzido no dia 2 de setembro do ano passado, no Campo de Jubarte, na Bacia de Campos, no litoral sul do Espírito Santo.

A produção do pré-sal, no entanto, começou para valer com o início do teste de longa duração do Campo de Tupi, na Bacia de Santos, a maior descoberta do pré-sal até o momento, com reservas estimadas entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo e óleo equivalente.

A P-34, plataforma utilizada no Espírito Santo, já produzia petróleo no Campo de Jubarte desde dezembro de 2006, mas em um reservatório localizado acima da camada de sal. A antecipação da produção da camada pré-sal no Espírito Santo foi possível porque a plataforma estava situada a apenas 2,5 quilômetros do poço exploratório, abaixo do Campo de Jubarte, em lâmina d'água de 1.375 metros.

O poço de Jubarte está localizado a 70 quilômetros da costa do Espírito Santo, com o óleo sendo extraído a 4.700 metros de lâmina d’água (distância da superfície até o reservatório), tendo, para isso, que ultrapassar uma camada de 200 metros de sal.

No caso de Tupi, no entanto, o reservatório está a mais de 6 mil metros de profundidade e a camada de sal chega a cerca de 2 mil metros, uma situação que predomina nos demais campos da nova província.

No dia 10 de maio deste ano, a Petrobras iniciou uma nova era do setor petrolífero do país, com a produção do Campo de Tupi, o primeiro a ser descoberto na área do pré-sal da Bacia de Santos e a maior reserva já descoberta no país. O início da produção no Campo de Tupi ocorreu nos moldes do chamado teste de longa duração, a partir de uma plataforma do tipo que explora, produz e estoca petróleo e gás com uma vazão inicial de 30 mil barris de petróleo por dia. A unidade encontra-se ancorada a 2.140 metros de profundidade.

No fim de 2010, concluído o teste de longa duração, entrará em operação o projeto-piloto de Tupi, que terá capacidade para produzir e processar diariamente 100 mil barris de óleo e 4 milhões de metros cúbicos de gás. O primeiro módulo definitivo do projeto de desenvolvimento da área poderá ser uma extensão do projeto-piloto.

Com duração inicialmente prevista de 15 meses, o teste de Tupi colherá as informações técnicas para o desenvolvimento dos reservatórios descobertos pela empresa na Bacia de Santos. Para a Petrobras, o início do teste de longa duração de Tupi inaugura o desenvolvimento de uma nova fronteira exploratória, constituída por reservatórios de petróleo em rochas carbonáticas do tipo microbiais (originadas de micro-organismos fossilizados há milhões de anos), localizados a cerca de 5 mil metros de profundidade a partir do leito marinho e sob lâmina d'água de mais de dois mil metros”.

Na avaliação da companhia, é um desafio tecnológico inédito não só por exigir a construção de poços que atravessarão cerca de 2 mil metros de sal, como também reservatórios formados por rochas ainda pouco conhecidas na indústria. Por serem jazidas localizadas a grande distância da costa, será exigido novo e complexo modelo logístico para transporte de pessoas e equipamentos, assim como para armazenamento e escoamento da produção.

A empresa considera o Campo de Tupi, que acumula óleo de médio a leve de boa qualidade, como um ponto de partida para que se conheça melhor o pré-sal. Ao mesmo tempo, entende que a atividade de produção subsidiará o corpo técnico da Petrobras para os futuros projetos de desenvolvimento da produção da província, descoberta depois que, em 2003, a empresa diversificou seus trabalhos exploratórios em mar para norte e sul do núcleo central da Bacia de Campos.

Hoje, o teste de longa duração de Tupi está suspenso temporariamente. A estatal foi obrigada a fechar o poço de produção, na região do pré-sal da Bacia de Santos, por causa de um problema de fabricação nos parafusos de fixação da "árvore de natal molhada", um equipamento submarino de controle da produção.

A Petrobras destacou que o problema verificado não está relacionado com aspectos de produção do campo ou de tecnologia e não tem impacto no desenvolvimento do polo.

O campo de Tupi é operado pela Petrobras (65%) em parceria com a britânica BG Group (25%) e com a portuguesa Galp Energia (10%) e deverá voltar a operar neste mês de setembro.

Trabalho delicado
presal2O grande desafio da Petrobras na extração de óleo e gás nos campos do pré-sal é a camada de sal, que sob alta pressão e temperatura se comporta como um material plástico, o que torna complicado garantir a estabilidade das rochas, que podem fluir e impedir a continuidade da perfuração dos poços. Vários avanços foram alcançados nos últimos anos, permitindo não somente a perfuração de forma estável da camada de sal, mas também a redução do tempo para perfuração dos poços. Para a empresa, tudo é uma questão de tecnologia. Segundo a Petrobras, o primeiro poço perfurado na seção do pré-sal demorou mais de um ano e custou US$ 240 milhões. Já os poços mais recentes demoram 60 dias e custaram, em média, US$ 66 milhões.

Normalmente, a produção é feita com poços que têm um trecho horizontal. A Petrobras já perfurou mais de 200 poços horizontais em águas profundas em reservatórios mais rasos acima da camada de sal. Agora, ela vai ter que perfurar poços abaixo da camada de sal e está trabalhando na consolidação dessa tecnologia.

Para vencer os desafios, a Petrobras criou uma gerência executiva exclusiva para o pré-sal. Além disso, no seu centro de pesquisas, um grupo de técnicos agrupados no Programa Tecnológico para o Pré-Sal (Prosal), criado recentemente, se dedicam a desvendar essas formações geológicas e buscar soluções para a uma operação, até agora sem referência na indústria do petróleo.

Esforço conjunto
Para agilizar os trabalhos de produção da maior província petrolífera já descoberta no país, a Petrobras está contratando dez novas unidades de plataformas flutuantes que produzem, estocam e escoam petróleo para as áreas do pré-sal na Bacia de Santos.

Segundo a estatal, as duas primeiras plataformas serão fretadas, terão alto índice de conteúdo nacional e serão destinadas aos projetos piloto de desenvolvimento. “A capacidade de produção diária de cada unidade será de 100 mil barris de petróleo e 5 milhões de metro cúbicos de gás natural, e elas serão instaladas em 2013 e 2014, em locações ainda por definir, na área do pré-sal”, informou a empresa.

As outras oito unidades de produção serão de propriedade da Petrobras e terão capacidade de produção diária de 120 mil barris de petróleo e 5 milhões de metros cúbicos de gás natural e serão instaladas entre 2015 e 2016.

As plataformas, segundo a Petrobras, serão fabricadas em série,começando com a construção dos cascos no dique-seco do Estaleiro Rio Grande, no Rio Grande do Sul, já alugado pela estatal pelo período de dez anos. “Os módulos de produção a serem instalados sobre os cascos serão definidos futuramente, após a implantação dos projetos-piloto e do teste de longa duração”, explicou a companhia. As dez plataformas vão operar em águas ultraprofundas, entre 2,4 mil e 3 mil metros, e se destinam ao início da implantação do sistema de produção definitivo na área do pré-sal da Bacia de Santos.

Para o segundo semestre de 2010 está prevista a instalação do segundo projeto na Bacia de Santos, que será um piloto de produção para 100 mil barris por dia, também na área de Tupi. Para esse projeto, já foi contratado o frete de um navio-plataforma, também do tipo que produz, estoca e escoa o petróleo.

O navio será convertido no Estaleiro Cosco, na China, e levará o nome de FPSO Cidade de Angra dos Reis. A embarcação será convertida a partir do navio-tanque de grande porte denominado M/V Sunrise 4, e terá capacidade para produzir 100 mil barris/dia de óleo e 35 milhões de metros cúbicos diários de gás natural. A unidade está programada para chegar ao Brasil no quarto trimestre de 2010 e será instalada em lâmina d´água de 2.150 metros. A meta da Petrobras é iniciar o teste piloto em dezembro de 2010.

A produção de petróleo será escoada por navios e o gás natural por um gasoduto de 250 quilômetros de extensão até a plataforma de Mexilhão, que está em construção e será instalada em 2009 na Bacia de Santos.

 

Administração do pré-sal

O governo brasileiro pretende criar uma nova estatal que está sendo chamada provisoriamente de Petrosal. Esta nova empresa não seria destinada à exploração direta do petróleo mas principalmente à administração dos megacampos e a contratação de empresas petrolíferas para explorá-los em parceria com a Petrobrás, definido conjuntamente com o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). É provável que esta empresa fique responsável pela gestão da parte do petróleo que ficará como pagamento para o governo no novo modelo de partilha de produção. Ainda não está claro se esta empresa também poderá investir em desenvolvimento tecnológico da área.

Alguns setores da sociedade brasileira chegaram a defender que a Petrobrás tivesse exclusividade na gestão e exploração dos campos, mas o governo afirma que isto seria inviável no novo modelo de partilha de produção, pois existe uma grande participação de capital privado na empresa e o risco desta tornar-se poderosa demais.

 


O pré-sal brasileiro


As reservas de petróleo encontradas na camada pré-sal do litoral brasileiro estão dentro da área marítima considerada zona econômica exclusiva do Brasil. São reservas com petróleo considerado de média a alta qualidade, segundo a escala API. Estão localizadas nas águas territoriais brasileiras e na zona econômica exclusiva. O conjunto de campos petrolíferos do pré-sal se extende entre o litoral dos estados do Espírito Santo até Santa Catarina, com profundidades que variam de 1000 a 2000 metros de lâmina d'água e entre quatro e seis mil metros de profundidade no subsolo, chegando portanto a até 8000m da superfície do mar, incluindo uma camada que varia de 200 a 2000m de sal. Segundo Márcio Rocha Mello, geólogo e ex-funcionário da Petrobrás, a área do pré-sal poderia ser bem maior do que os 800 quilômetros, se estendendo de Santa Catarina até o Ceará.

Apenas a descoberta dos três primeiro campos do pré-sal, Tupi, Iara e Parque das Baleias já dobraram as reservas brasileiras comprovadas, que eram de 14 bilhões de barris e agora são de 33 bilhões de barris. Além destas existem reservas possíveis e prováveis de 50 a 100 bilhões de barris.

A descoberta do petróleo nas camadas de rochas localizadas abaixo das camadas de sal só foi possível devido ao desenvolvimento de novas tecnologias como a sísmica 3D e sísmica 4D, de exploração oceanográfica, mas também de técnicas avançadas de perfuração do leito marinho

 

 


Pré-sal terá risco maior, aponta estudo (24/08/2009)

 

Insatisfeitas com o desenho da nova Lei do Petróleo, empresas estrangeiras produziram um documento em que lançam dúvidas sobre os riscos de explorar petróleo no pré-sal.

Intitulado “Risco zero no pré-sal: fato e ficção”, o texto foi elaborado por técnicos de duas petrolíferas internacionais para subsidiar seus diretores a influenciar a discussão da proposta do governo, que terá de ser aprovada no Congresso.

O texto diz que “é preciso e urgente confrontar a versão do “risco zero” propalada pelo governo Lula, com amparo da Petrobras”. Acrescenta que o pré-sal é “um velho conhecido da indústria petrolífera, que, até a descoberta [do campo] de Tupi, tem desempenhado papel secundário do ponto de vista de sua capacidade de produção comercial”. Em conversas reservadas, a ministra Dilma Rousseff (Casa Civil) costuma rebater esse discurso citando que o governo tem um estudo “confidencial e sigiloso” da Petrobras mostrando o potencial da área.

A quem pede acesso ao estudo, ela nega sob o argumento de que o vazamento dele influenciaria o mercado de ações.

Inicialmente, especialistas chegaram a apontar reservas de até 100 bilhões de barris no pré-sal. Um dos números com que o governo trabalha é de 50 bilhões de barris. Atualmente, as reservas brasileiras são de cerca de 14 bilhões de barris.

Nos últimos três anos, o sucesso na exploração do pré-sal -30 poços perfurados pela Petrobras e suas sócias, 87% com indícios de hidrocarboneto- reforçou o “risco zero”. Para o governo, mudar as regras é uma forma de assegurar à União uma fatia maior nas reservas.

O documento das petrolíferas lembra que, no pré-sal brasileiro, foram perfurados 150 poços entre os anos 70 e 90, com taxa de sucesso de 25%. E que os reservatórios que produziram em quantidade satisfatória não chegavam a 10%.

As empresas ressaltam, ainda, que o petróleo do pré-sal em voga nos dias de hoje está em rochas ainda pouco conhecidas -as carbonáticas-, mais especificamente na bacia de Santos. Além disso, elas alegam que ainda é cedo para afirmar que a produção de petróleo terá padrão semelhante em toda a região, porque faltam testes.

Os estudos geológicos indicam que as rochas carbonáticas se encontram em uma faixa distante 300 quilômetros da costa, sob uma camada de sal de dois quilômetros de espessura, cerca de seis quilômetros sob o fundo do mar, entre o Espírito Santo e Santa Catarina.

Por enquanto, apenas um poço de Tupi, do pré-sal de Santos, entrou em teste de produção. Nele, as estimativas são de reservas de 5 bilhões a 8 bilhões de barris. O teste, iniciado em maio, foi interrompido em julho por problemas técnicos.

Ex-funcionários da Petrobras, onde trabalharam por mais de 30 anos, os geólogos Wagner Freire e Giuseppe Bacoccoli discordam da tese “risco zero”. Para Freire, não há como garantir sucesso apenas por analogia geológica.

“As rochas carbonáticas são muito imprevisíveis. Dois reservatórios próximos nessas rochas podem ter características de porosidade e permeabilidade muito distintas. São esses aspectos que determinam a facilidade de o petróleo sair ou não”, explica Freire.

Bacoccoli acompanhou as perfurações nos anos 70 e 80 mencionadas no documento das petrolíferas. Segundo ele, é impossível concluir que não há risco nas áreas do pré-sal não perfuradas. “O sucesso nas perfurações feitas até agora foi usado politicamente para mudar as regras do jogo.”


Todo o petróleo do pré-sal do Brasil pode ser aspirado pelos EUA! (24/08/2009)

A sinalização do pico mundial de petróleo é dada quando culmina o pico dos campos gigantes.


A queda da taxa de extração de campos gigantes de petróleo convencional, a maioria deles, é o melhor indicador da proximidade do pico de petróleo. A diminuição da taxa de extração de campos gigantes pode ser utilizada como parâmetro para a elevação do preço do barril de petróleo. Para a procura por petróleo no futuro está previsto um crescimento anual de +2%. A demanda por petróleo é influenciada pelo crescimento econômico mundial. Mantido o crescimento econômico mundial na média anual de +2%, após o pico de petróleo, o cálculo otimista do declínio mundial é -3%. Quanto ainda resta da reserva total, quanto já foi achado, quanto já foi extraído, quanto ainda para encontrar, quanto ainda para extrair da reserva descoberta, quanto ainda para extrair da reserva total são os elementos essenciais do pico de petróleo.


Em 2001, 17% do suprimento mundial de petróleo era sustentado por 10 campos gigantes. Somente Cantarell (México), achado em 1976, foi descoberto depois da década de setenta e dele era extraído 1,4 milhão de barris por dia. De Cantarell chegou a ser extraído, entre 2004 e 2006, volume acima de 2,0 milhões de barris por dia. Hoje, de Cantarell é extraído volume abaixo de 800 mil barris por dia, declinando a extração diária em -60%. Todo o petróleo mexicano é aspirado pelos Estados Unidos.


Kirkut (Iraque), o mais antigo dos velhos gigantes, encontrado em 1927, dele era retirado 800 mil barris de petróleo por dia. Por isso, o Iraque foi invadido por tropas militares dos Estados Unidos. Mas, a resistência e a luta do povo iraquiano jogaram os Estados Unidos no atoleiro.


O velho super gigante Ghawar (Arábia Saudita) sempre liderou a extração mundial de petróleo. Ghawar é o maior campo de petróleo convencional do mundo e representa mais da metade da extração acumulada de petróleo da Arábia Saudita. Embora seja um único campo, é dividido em seis áreas. De norte a sul elas são: Fazran, Ain Dar, Shedgum, Uthmaniyah, Haradh e Hawiyah. Ghawar é um super gigante, é uma estrutura geológica colossal.


O Ghawar foi descoberto em 1948. Ghawar é extremamente importante para o bem estar da economia do mundo capitalista imperialista. De Ghawar é extraído hoje 4,5 milhões de barris por dia. A extração começou em 1951 e atingiu o pico de 5,7 milhões de barris por dia (2,1 bilhões de barris por ano), 58% da extração total (3,65 bilhões de barris) da Arábia Saudita, em 1981. Esta é a mais elevada taxa de extração alcançada por um único campo na história mundial de petróleo. Na época que esse recorde foi batido, as regiões meridionais de Hawiyah e Haradh ainda não tinham sido plenamente desenvolvidas. Mas, quando os gigantes Prudhoe Bay (Alasca) e Mar do Norte (Noruega) iniciam a extração para abastecer o estoque estratégico dos Estados Unidos, o super gigante Ghawar é restringido. Devido à diminuição da extração de petróleo de Ghawar, a extração do campo de Samotlor, descoberto em 1965, na Rússia, passa a ter extração maior do que Ghawar, durante meados dos anos oitenta.


A partir de 1990, a procura mundial por petróleo cresce e a Arábia Saudita abre mais suas torneiras, mas, mesmo já tendo Hawiyah e Haradh desenvolvidos, a extração de Ghawar não retorna ao nível de 1981. Não só Ghawar, mas toda a extração da Arábia Saudita ficou afetada negativamente por causa da super extração anterior que deteriorou os reservatórios de petróleo sauditas. O mesmo está acontecendo com os nossos reservatórios de águas profundas da bacia de campos, no Estado do Rio de Janeiro, tentando manter a falsa propaganda da auto-suficiência.


A mais madura região super gigante petrolífera do mundo, os Estados Unidos continentais, atingiu o pico de petróleo em 1972, 42 anos depois do pico de descobertas, ocorrido em 1930, enquanto a mais recente, o Mar do Norte, o pico de petróleo culminou em 2000, 27 anos depois de ter alcançado o pico de descobertas em 1973. Apesar do elevado preço do barril de petróleo, ambas as regiões continuam a declinar acentuadamente a extração por causa do forte consumo dos Estados Unidos, próximo dos 20 milhões de barris de petróleo por dia. Todo o petróleo do Mar do Norte foi aspirado pelos Estados Unidos.


Os gigantes do pré-sal do Brasil podem conter até 140 bilhões de barris de petróleo não convencional. E a proposta apresentada pelo governo Lula é de doá-la completa para as Big Oil do imperialismo. Assim, todo o petróleo do pré-sal brasileiro pode ser aspirado pelos Estados Unidos.


Por isso, a necessidade do fortalecimento da campanha Todo o Petróleo tem que ser do povo brasileiro e Petrobras 100% Estatal e sob o controle dos trabalhadores.

 

Pré-sal: O Petróleo é nosso?


Carlos Rafael Dias 31/08/2009 - Começa, de fato, hoje, a “batalha” do Petróleo.

O anúncio pelo governo, em ritmo de campanha eleitoral, do projeto de lei que altera as regras de exploração do petróleo divide opiniões.

O governo quer que a riqueza gerada na exploração das reservas de petróleo do pré-sal seja majoritariamente da sociedade brasileira, criando um fundo social que será utilizado em programas sociais e em obras de infraestrutura. A proposta é que seja adotado o regime de partilha, no qual o Estado se torna sócio das empresas no empreendimento. Ou seja, parte ou até mesmo a totalidade do petróleo fica nas mãos do governo, enquanto as empresas são remuneradas pelo serviço de exploração, além de receberem parte do lucro.

Já o setor privado diz que a lei atual é transparente e muito bem vista pelo mercado, e que mudá-la pode afastar futuros investidores. Pela lei atual, a exploração do minério dar-se através de concessões a empresas privadas mediante uma série de pagamentos ao poder público, como bônus, royalties e participações especiais. Cerca de 60% desse dinheiro vai para a União e os 40% restantes para Estados e municípios onde o petróleo é explorado.

Segundo a Folha Online, “são dois os principais motivos apresentados pelo governo que justificariam a definição de um novo marco regulatório para a exploração do petróleo da camada pré-sal. Um deles é que as empresas terão acesso a reservas de alto potencial e com risco exploratório praticamente nulo. A visão é de que, como os lucros serão maiores, é justo que uma fatia maior desses recursos fique com a sociedade - ou seja, com o governo. Além disso, o governo teme que o aumento das exportações de petróleo gere uma enxurrada de dólares no país. A entrada da moeda estrangeira de forma excessiva tende a valorizar a moeda nacional, prejudicando as exportações em outros setores. Uma saída, nesse caso, seria não gastar os recursos do petróleo, mas sim colocá-los em algum tipo de aplicação financeira. Dessa forma, o governo poderia usar apenas os rendimentos - poupando a maior parte do dinheiro para gerações futuras."

Representantes do setor privado, assim como partidos da oposição e grande parte dos especialistas questionam o conceito de "risco zero" que o governo aplica ao pré-sal. "Pode ser que o governo tenha alguma informação privilegiada. Mas o fato é que risco zero na exploração petrolífera seria um caso único", diz o professor Edmilson Moutinho dos Santos, do Instituto de Engenharia da Universidade de São Paulo (USP).

Um dos principais críticas ao projeto do governo é de que a maior ingerência do poder público na exploração e produção de petróleo tende a tornar o mercado menos eficiente. Nesse contexto, é comum que as decisões sejam tomadas com objetivos políticos, em detrimento de aspectos técnicos e mercadológicos. Além disso, os críticos à proposta do governo dizem que a legislação em vigor permite que o governo amplie seus ganhos com a exploração do petróleo, sem que para isso tenha de criar uma nova estatal, conforme deseja o Palácio do Planalto.
Segundo Wagner Victer, ex-secretário de Energia do Estado do Rio de Janeiro, a ideia do governo de criar um fundo social é "legítima", mas que não é preciso mexer na lei do petróleo para isso, bastando o governo aumentar a alíquota cobrada das empresas e com esse 'plus', captar o fundo". "Marcos regulatórios precisam de perenidade. Diante de mudanças e indefinições, o investidor pode optar por outro país. O pré-sal não existe apenas no Brasil", diz.


Petróleo do pré-sal: o Brasil corre o risco de perdê-lo?


Phillipe Trindade - Distribuição de royalties levanta dúvidas sobre constitucionalidade da Lei do Petróleo. 
No início de junho, o Instituto Reage Brasil realizou nos departamentos de Comunicação Social e Engenharia da UFPR, na Unibrasil e nas Faculdades Espírita, cinco debates sobre o petróleo brasileiro. As conversas reacendem a discussão acerca do monopólio da União sobre o petróleo encontrado em 2007 no território do Brasil. Em novembro daquele ano, a Petrobrás emitiu um comunicado confirmando a descoberta de um gigantesco campo de petróleo ao longo de 800 quilômetros da costa brasileira, de Santa Catarina ao Espírito Santo. Esse campo é denominado pré-sal por estar situado a mais de sete mil quilômetros da superfície, abaixo de uma camada de sal .

“A previsão conservadora é de que haja 90 bilhões de barris nas reservas do pré-sal. Até hoje, foi descoberto em todo o Brasil o equivalente a 14 bilhões de barris. O que foi encontrado recentemente é, no mínimo, sete vezes mais abundante do que tudo que se tinha descoberto até agora no país”, explica Fernando Leite Siqueira, presidente da Associação dos Engenheiros da Petrobrás (AEPT). Esta descoberta altera a posição do Brasil no ranking das reservas petrolíferas. “Somando os dois valores, o Brasil se torna a quarta reserva mundial; a primeira fora do Oriente Médio”, conta Siqueira. Entretanto, há dúvida quanto à quantidade exata de petróleo existente. Algumas previsões situam o número em até 300 bilhões de barris.

Petróleo para quem?

“O Brasil teve duas chances de ser um país rico: a primeira foi quando Portugal levou o nosso ouro para a Inglaterra e a segunda é agora, com o ouro negro do pré-sal – que é ainda mais forte, mais importante”, enfatiza Siqueira. De acordo com as regras da ANP, quando uma empresa arremata uma área petrolífera, ela corre o risco de não haver petróleo algum lá. “Quando a Petrobrás revelou a descoberta da reserva, o Presidente da República mandou separar 41 blocos e os retirou do leilão, porque não havia sentido entregá-los através de leilão. Esses blocos são, como diz o presidente da Petrobrás José Sérgio Gabrielli, bilhetes premiados”, informa Siqueira.

A deputada estadual Rosane Ferreira (PV), que esteve presente em um dos debates, ressalta: “O Produto Interno Bruto brasileiro é de um trilhão de dólares. No pré-Sal há o equivalente a dez trilhões. Isso tem que representar riquezas para a vida dos brasileiros: educação, saúde, entre outros. Por isso esse petróleo deve ser nosso”.

De acordo com Siqueira, existe uma dependência de 50% da matriz energética mundial de combustíveis fósseis. A primeira reserva é da Arábia Saudita (264 bilhões de barris), seguida de Irã (168), Iraque (115) e Brasil com o Pré-Sal. “A primeira ameaça ao petróleo brasileiro são os Estados Unidos, que têm 29 bilhões de barris e consomem dez bilhões por ano”, levanta o presidente da AEPT. Ele usa como exemplo as disputas que já acontecem nos países do Oriente Médio. “Como 79% das reservas de petróleo estão em países de religião islâmica, surge a necessidade por parte dos Estados Unidos de taxar esses países de terroristas para que se possa invadi-los e tomar o petróleo que lá se encontra. Por isso, já gastaram quatro trilhões de dólares para invadir o Iraque”, acusa Siqueira.

Para Siqueira, outro segmento que cobiça o petróleo brasileiro é o “cartel internacional”, que já teve sob controle cerca de 90% das reservas mundiais, mas hoje mantém apenas três delas. “Há um grupo chamado de Big Oil que faz um lobby brutal no Congresso Nacional e no Supremo Tribunal Federal para que a lei deixada pelo Fernando Henrique, que os favorece enormemente, não mude”, acusa.

Siqueira diz ainda que a CPI da Petrobrás que está em andamento desde maio, é uma medida para impedir que ela assuma a extração petrolífera do país. Segundo ele, a empresa foi colocada entre as dez mais viáveis do planeta; passou de 20º para o quarto lugar entre as empresas mais admiradas do mundo; é uma organização que tem um lucro altíssimo e paga bilhões de reais em impostos, alavancando a economia brasileira. “Essas qualidades dificultam que se negue entregar o Pré-Sal a ela. O que se fez foi criar uma CPI para macular a imagem da Petrobrás e facilitar o trabalho dos lobistas que querem manter a lei do petróleo em favor dos EUA e do Big Oil”, denuncia o presidente da AEPT.


Constitucionalidade

Em 5 de outubro de 1988, a Constituição Federal estabeleceu, no artigo 20, que são bens da União “os recursos minerais, inclusive os do subsolo”. De acordo com ela, somente a estatal Petrobrás teria o direito de explorar jazidas petrolíferas em território nacional. Contudo, em 1995, o governo de Fernando Henrique Cardoso instituiu a emenda constitucional número nove, que impõe o fim do monopólio da empresa. Em 1997, surge a Lei do Petróleo, que “dispõe sobre a política energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo”.

Segundo a presidente do Instituto Reage Brasil, Clair Martins, a lei de 1997 contradiz a exigência de que a exploração do petróleo deve ser nacional. “O governo FHC determinou que a ANP fizesse o leilão das áreas petrolíferas. Logicamente, a Petrobrás participa desses leilões, mas grandes empresas estrangeiras também. Gostaríamos que houvesse uma mudança no marco regulatório, pois a Constituição de 1988 diz que a lavra dos minérios é monopólio da União. A Lei do Petróleo veio no contraponto disso e é inconstitucional”, ressalta.

A doutora Clair reforça que, para entender a questão do pré-sal, precisa-se entender a da Vale S.A., que foi privatizada em 1997. “Na época nós tínhamos reservas de ferro para 400 anos no Brasil. Continuamos fazendo como na era colonial e enviando nossas riquezas para fora – nesse caso para a China. Dessa forma, nossa reserva já reduziu para 80 anos. Não queremos que o mesmo aconteça com o petróleo”, argumenta.


Distribuição dos royalties


A deputada Rosane coloca que de acordo com o marco regulatório atual, os royalties vão para o estado produtor, ou seja, uma espécie de imposto pago pelas empresas que fazem a extração dos recursos vai para aquele de cujo subsolo marítimo foi retirado o mineral. Isso provoca disputas contestatórias entre os estados. “É preciso que o royalty seja distribuído entre todos os estados. Sendo distribuídos, não haverá disputas".

Siqueira coloca ainda que a distribuição é afetada pela atividade dos lobistas – grupos ligados ao petróleo e que detêm influência sobre os procedimentos. "Os deputados de um estado X – que não estão se importando para o alheio – votarão para que o royalty seja extinto no estado Y na primeira gorjeta dada pelos lobistas. Dividindo entre todos, fica muito mais difícil o deputado votar contra o seu próprio estado”.


Lobão: pré-sal não vai baixar o preço da gasolina (03/09/2009)


Por Leonardo Goy e Lu Aiko Otta - O petróleo que deverá ser produzido no pré-sal não vai reduzir o preço da gasolina e outros derivados no mercado brasileiro. A informação é do ministro de Minas e Energia, Edison Lobão. "Não, uma coisa não tem nada a ver com a outra", disse o ministro, em entrevista à Agência Estado. O governo pretende priorizar o mercado interno na comercialização do óleo do pré-sal. Mas daí a reduzir preços, a distância é grande.

"As pessoas perguntam isso (se o preço vai cair) porque há países produtores de petróleo que vendem combustível mais barato. Mas são países com grande produção e população minúscula. Essa é uma política interna que eles adotam. Mas nós não temos esse pensamento aqui no Brasil. Não estamos cuidando disso agora. Mas os próximos governos tomarão suas decisões", disse Lobão.

O ministro lembrou que os preços são definidos pela Petrobras, mas, antes de chegar à bomba dos postos, ainda se somam os custos da intermediação e os impostos. "O preço que se aplica no Brasil é o preço que sai da refinaria, com os custos, a intermediação e os impostos". Na Venezuela, por exemplo, o litro da gasolina custa algo em torno de US$ 0,03 a US$ 0,04. Segundo levantamento da Agência Nacional do Petróleo (ANP), na semana do dia 9 ao dia 15 de agosto, o preço médio da gasolina nos postos de São Paulo (capital) era de R$ 2,343 por litro. As informações são do jornal O Estado de S. Paulo.

 

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Fonte: http://www.suapesquisa.com/geografia/petroleo/camada_pre_sal.htm
http://revistaescola.abril.com.br/geografia/fundamentos/camada-pre-sal-474623.shtml
http://www.infoescola.com/geografia/petroleo-na-camada-pre-sal/
Portal G1
Folha On-line
http://www.tnpetroleo.com.br/clipping/3532/pre-sal-tera-risco-maior-aponta-estudo
http://pt.wikipedia.org/wiki/Pr%C3%A9-sal]
www.adital.com.br
http://www.conjur.com.br/2009-set-01/entenda-pre-sal-esforco-transforma-lo-riqueza
http://www.jornalcomunicacao.ufpr.br/node/6694
http://veja.abril.com.br/agencias/ae/economia/detail/2009-09-03-515583.shtml

Comentários   

 
#2 Guest 09-09-2010 13:59
Adorei ...
estava precisando muuito pra fazer um trabalho e achei tudo q eu precisava :D :-) 8)
 
 
#1 Guest 22-03-2010 08:43
Será que alguem ja se perguntou: para que serve o petróleo? Possivelmente muitos respondam: combustível, petroquímica, lubrificantes, etc., etc. Não me refiro ao petróleo extraido das entranhas da terra e sim ao que fica lá, na rocha reservatório.
Fazamos um esforço: imaginemos um motor de carro, sem oleo lubrificante. Ninguem permitiría seu carro rodar nessas condições.
Agora imaginemos um motorista que decide esvaziar o seu motor desse oleo. Atribuimos o aquecimento global ao acúmulo de gases de efeito estufa. Porém ninguém se aventurou a pensar que o petróleo ao ser retirado do interior da litosfera, seria a causa mais provavel deste fenómeno ambiental que muitos relutam em não entender. Quanta cretinice! Pense nisso.
 

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