Linha do tempo desde a descoberta de petróleo no Pré-Sal

Agência Petrobrás de Notícias

Exploração e Produção

Cronologia do Pré-sal: A linha do tempo desde a descoberta de Petróleo no Pré-Sal

2011

Fevereiro – Entrada em operação do Teste de Longa Duração (TLD) do reservatório de Tracajá, no campo de Marlim Leste, Bacia de Campos. Localizado a 124 km da costa do Rio de Janeiro, o poço foi interligado ao navio-plataforma P-53. O teste começou com vazão de 23.300 barris por dia.
Fevereiro – Descoberta nova acumulação de petróleo leve (26 API) em reservatórios do pré-sal, na Bacia de Santos, em poço denominado Macunaíma 4-BRSA-818 .

Fevereiro – Entrada em operação do Teste de Longa Duração (TLD) do reservatório de Tracajá, no campo de Marlim Leste, Bacia de Campos. Localizado a 124 km da costa do Rio de Janeiro, o poço foi interligado ao navio-plataforma P-53. O teste começou com vazão de 23.300 barris por dia.

Janeiro – Aprovado o afretamento de duas plataformas do tipo FPSO destinadas aos pilotos de Guará-Norte (BMS-9) e Cernambi (BMS-11), no pré-sal da Bacia de Santos. Cada unidade afretada terá capacidade para produzir 150 mil barris diários e entrada em operação em 2014, antes do previsto.

Janeiro – A Companhia comunica uma nova descoberta nos reservatórios do pré-sal, na Bacia de Santos, no bloco BMS-9, com a perfuração do poço de extensão Carioca Nordeste (3-SPS-74). O poço está localizado na área de avaliação do prospecto de Carioca, a uma profundidade de 2.151 metros.

2010

Dezembro – Presidente Luiz Inácio Lula da Silva sanciona a lei que estabelece o novo modelo de exploração de petróleo na camada do pré-sal. A lei, aprovada no Congresso Nacional no início de dezembro, estabelece que o atual modelo de concessão para a exploração de petróleo será substituído pelo mecanismo de partilha da produção. Por esse sistema, as empresas responsáveis pela exploração terão que repassar para a União parte do petróleo extraído. Além do novo modelo de exploração, a lei sancionada hoje determinou que a Petrobras seja a operadora única dos blocos de exploração do pré-sal e terá uma participação de 30% dos consórcios que forem formados.

Dezembro – Petrobras declara a comercialidade de petróleo de boa qualidade e gás nas áreas de Tupi e Iracema. Tupi passa a se chamar campo de Lula, e Iracema, campo de Cernambi. No campo de Lula, o volume recuperável é de 6,5 bilhões de barris de óleo equivalente, com grau API 28. No campo de Cernambi, o volume recuperável é de 1,8 bilhão, com grau API 30. No total, o volume recuperável é de 8,3 bilhões de barris de óleo equivalente (óleo e gás). Lula será o primeiro campo supergigante de petróleo do País (volume recuperável acima de 5 bilhões de boe) e o campo de Cernambi está entre os cinco maiores campos gigantes do Brasil.

Dezembro – Entra em operação o Teste de Longa Duração (TLD) do reservatório de Carimbé, na Bacia de Campos, descoberto em maio de 2010. Esse teste, efetuado no poço 6-CRT-43-RJS, marco o começo da exploração de petróleo no pré-sal da porção central da bacia sedimentar. O poço foi interligado à plataforma P-48, no campo de Caratinga, na Bacia de Campos. A produção inicial prevista é de 24 mil barris diários.

Novembro – A Petrobras assina com a Engevix Engenharia contratos, no valor de US$ 3,46 bilhões, para a construção dos oito cascos das plataformas chamadas de “replicantes”, que vão operar no pré-sal na Bacia de Santos. Cada unidade, do tipo FPSO, terá capacidade de produzir 150 mil barris diários de petróleo. A previsão é que entrem em operação até 2017 e devem acrescentar 900 mil barris à produção nacional. Os dois primeiros cascos serão entregues em 2013, os demais até 2015.

Outubro – Entra em operação o primeiro sistema definitivo de produção para o pré-sal. O FPSO Cidade de Angra dos Reis, programado para o Projeto Piloto de Tupi, foi instalado sobre 2.149m de lâmina d´água. Esse navio-plataforma tem capacidade para processar diariamente até 100 mil barris por dia (bpd) de óleo. Começou produzindo cerca de 15 mil bpd. Além de óleo, ele traz informações fundamentais para o desenvolvimento do pré-sal.

Outubro – Batizada plataforma P-57, unidade que servirá de modelo para a construção das plataformas do pré-sal.

Julho – Entra em operação poço do pré-sal de Baleia Franca, no Parque das Baleias, na Bacia de Campos. A produção de 13 mil barris, com capacidade para 20 mil, foi iniciada através da conexão do poço 6-BFR-1-ESS ao FPSO Capixaba.

Junho – A Companhia comunica indícios de petróleo em reservatórios do pré-sal em Albacora Leste, na Bacia de Campos. Estimativas sugerem acumulação de petróleo leve, mas será necessária nova perfuração para para avaliar volumes, extensão e produtividade deste reservatório.

Junho –  Senado Federal aprova o projeto de lei referente à cessão onerosa e à capitalização da Petrobras. A proposta autoriza a União Federal a ceder onerosamente à Petrobras o exercício das atividades de pesquisa, exploração e produção de petróleo e gás natural em determinadas áreas do pré-sal, limitado ao volume máximo de 5 bilhões de barris de óleo equivalente(“cessão de direitos”), além de autorizar que a União Federal possa subscrever ações do capital social da Petrobras.

Abril – A Petrobras inicia o processo de contratação de oito cascos de plataformas do pré-sal, que vão operar na Bacia de Santos, a partir da assinatura de carta de intenção com a Engevix Engenharia S.A.

Fevereiro – Com uma única perfuração (poço 6-BR-63-RJS) a Companhia descobriu duas novas acumulações de petróleo, no Campo de Barracuda, no pós-sal e pré-sal na Bacia de Campos. A descoberta no pré-sal está localizada a 4.340 metros de profundidade. Estimativas indicam petróleo leve (28 API), com volumes recuperáveis de, aproximadamente, 40 milhões de barris.
Janeiro – A Petrobras assinou, em conjunto com o BG Group e a Repsol, carta de intenção com o consórcio Schahin/Modec para afretamento e operação do FPSO para o piloto de Guará, localizado no bloco BM-S-9, no pré-sal da Bacia de Santos. A plataforma terá capacidade para produzir 120 mil barris de óleo e 5 milhões de metros cúbicos de gás por dia e deverá entrar em operação no final de 2012. O contrato a ser assinado para a construção deste novo FPSO prevê um conteúdo local de 65%.

Janeiro – A Petrobras assinou, em conjunto com o BG Group e a Repsol, carta de intenção com o consórcio Schahin/Modec para afretamento e operação do FPSO para o piloto de Guará, localizado no bloco BM-S-9, no pré-sal da Bacia de Santos. A plataforma terá capacidade para produzir 120 mil barris de óleo e 5 milhões de metros cúbicos de gás por dia e deverá entrar em operação no final de 2012. O contrato a ser assinado para a construção deste novo FPSO prevê um conteúdo local de 65%.

2009

Dezembro – A Petrobras e a Halliburton – empresa da área de suprimentos em tecnologia e soluções para a indústria de petróleo e gás – assinaram acordo de cooperação tecnológica voltado para a pesquisa e desenvolvimento dos reservatórios no pré-sal. Foram negociados três projetos de pesquisa: tecnologias para determinação de contaminação de amostragem de fluidos de fundo de poços; simulação em laboratório do comportamento de produção de poços; cimentação em formações de sal e CO2. Além disso, há, ainda, outros doze projetos sendo negociados. O acordo tem duração de três anos, podendo ser renovado por igual período. A Petrobras prevê investir cerca de US$ 15 milhões nos projetos.

Novembro – A Petrobras conclui a perfuração do quarto poço na área do plano de avaliação de Tupi e o resultado reforçou as estimativas do potencial de 5 a 8 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural recuperável nos reservatórios do pré-sal daquela área, localizado em águas ultraprofundas da Bacia de Santos.

Novembro – A Petrobras e o BG Group criaram de uma joint venture para desenvolver o FEED (Front End Engineering and Design) com vistas a construir uma unidade de liquefação de gás natural embarcada (GNLE), projeto inédito no mundo. A planta operará no Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos, localizado a uma distância de 300 km da costa. A unidade de GNLE é uma das soluções tecnológicas de transporte para escoar o gás natural produzido nas camadas de pré-sal.

Outubro – A Petrobras inicia em novembro a injeção de gás CO2 em alta pressão no campo terrestre de Miranga, município de Pojuca, na Bahia, que testará tecnologias que poderão contribuir para os futuros projetos de desenvolvimento do Pólo Pré-Sal da Bacia de Santos. O gás carbônico produzido nos futuros campos do pré-sal será reinjetado nos próprios reservatórios para aumentar o fator de recuperação.

Setembro – Concluído teste no poço conhecido como Guará, do bloco BM-S-9, em águas ultra-profundas da Bacia de Santos, estimando um volume de óleo recuperável na faixa de 1,1 a 2 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural, com densidade em torno de 30º API. Os dados obtidos até o momento no poço constatam uma altíssima produtividade dos reservatórios com petróleo do pré-sal. Durante o teste foram verificadas vazões da ordem de sete mil barris por dia, limitada à capacidade dos equipamentos do teste. A estimativa de produção inicial deste poço é de cerca de 50 mil barris por dia. A área de Guará, com esse resultado, vai receber um sistema piloto de produção, para entrar em operação em 2012.

Setembro – A Petrobras, a Universidade Federal do Rio de Janeiro e a empresa multinacional Schlumberger assinaram em setembro, o contrato para construção de um centro de pesquisa internacional para tecnologias do pré-sal. O centro será construído no Parque Tecnológico da UFRJ, numa área de 8 mil metros quadrados, ao lado do Lab Oceano, da COPPE.
Setembro – Aprovada a estratégia para contratação de até 28 novas sondas de perfuração a serem construídas no Brasil, com conteúdo nacional crescente, para exploração em águas ultraprofundas, incluindo os campos localizados no pré-sal. A entrega dessas sondas está prevista para ocorrer entre 2013 e 2018.

Setembro – A Petrobras (operadora com 45%) comprovou a ocorrência de mais uma jazida de petróleo e gás nos reservatórios do pré-sal do bloco BM-S-9, em águas ultraprofundas da Bacia de Santos. informalmente denominado de Abaré Oeste, a descoberta  está localizada a cerca de 290 km da costa do Estado de São Paulo em profundidade d’água  de 2.163 metros. Este é o quarto poço perfurado no bloco BM-S-9, todos com comprovação de existência de petróleo e gás.

Agosto – A Petrobras recebeu ofício da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), solicitando a indicação de representantes da Companhia para formação de um grupo técnico, em conjunto com a ANP, que terá como objetivo elaborar um programa exploratório para aprofundar os conhecimentos geológicos e geofísicos das áreas do pré-sal que não foram licitadas pela União.

Agosto – O Presidente Lula encaminhou propostas legislativas ao Congresso Nacional apresentando as novas regras para o setor petróleo. Dentre as propostas legislativas encaminhadas, encontra-se a introdução de um novo regime de contratação, o de Partilha de Produção, para a exploração e a produção de petróleo e gás natural em áreas do pré-sal. Pelo projeto, a  Petrobras será a operadora de todos os blocos explorados sob este regime e a União poderá contratar exclusivamente a Petrobras ou realizar licitações com livre participação das empresas. Nas áreas que vierem a ser licitadas, será assegurada à Petrobras participação mínima de 30%, podendo ainda a Companhia participar dos processos licitatórios visando aumentar sua participação nas áreas;

Julho – A Petrobras e a empresa norte-americana Baker Hughes, fornecedora de equipamentos, serviços e softwares para a indústria de petróleo e gás assinaram em julho, acordo de cooperação para pesquisa e desenvolvimento de tecnologias de exploração e produção, com foco nos projetos do pré-sal brasileiro. A carteira de projetos, definida pelo acordo, resultará na implantação, em 2010, do Centro de Tecnologias do Rio (RTC), a ser instalado no Parque Tecnológico da UFRJ, na Ilha do Fundão.

Junho– A perfuração de mais um poço na área de Tupi reforça as estimativas do potencial de 5 a 8 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural recuperável nos reservatórios do pré-sal daquela área, em águas ultraprofundas da Bacia de Santos. A uma distância de 33 km, a noroeste da perfuração pioneira 1-RJS-628, o poço, denominado 4-BRSA-711-RJS (4-RJS-647), confirmou a presença de reservatórios de boa qualidade e de petróleo semelhantes ao poço pioneiro de Tupi, o que reforça as estimativas iniciais para a área. Informalmente conhecido como Iracema, este terceiro poço está localizado na área do Plano de Avaliação de Tupi, em águas onde a profundidade é de 2.210 metros, a cerca de 250 km da costa do Rio de Janeiro.

Maio – Iniciada no dia 1º de maio, a produção de óleo no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, na área conhecida como Tupi que tem volume de óleo equivalente (petróleo e gás) recuperável estimado entre 5 e 8 bilhões de barris. O navio – plataforma FPSO Cidade de São Vicente, que opera no Teste de Longa Duração (TLD) de Tupi, tem capacidade para processar diariamente 30 mil barris de petróleo e está ancorado em águas ultraprofundas (2.140 m de profundidade). O TLD de Tupi, ao longo de 15 meses, recolherá informações técnicas para o desenvolvimento dos reservatórios descobertos pela empresa na Bacia de Santos. Essas informações serão decisivas não só para definir o modelo de desenvolvimento da área de Tupi, como também das outras acumulações do pré-sal daquela bacia sedimentar, que configuram uma das maiores descobertas já feitas pela indústria do petróleo.

Abril – O consórcio formado pela Petrobras (45% – operadora), BG Group (30%) e Repsol (25%), para a exploração do bloco BM-S-9, em águas ultraprofundas da Bacia de Santos, comprovou a ocorrência de mais uma jazida de petróleo leve nos reservatórios do pré-sal.  O bloco BM-S-9 é composto por duas áreas de avaliação: a área do poço 1-BRSA-491-SPS (1-SPS-50), denominado de Carioca, e a área do poço 1-BRSA-594-SPS (1-SPS-55), denominado de Guará.

Abril – A UFRJ inaugura na COPPE (Cidade Universitária), o Laboratório de Corrosão e Ensaios não Destrutivos (LNDC). Fruto de uma parceria entre a Petrobras e a UFRJ, o laboratório recebeu até o momento investimentos de R$ 26 milhões por parte da Petrobras. Até 2011 estes investimentos totalizarão cerca de R$ 30 milhões. O LNDC será um dos mais avançados do mundo para ensaios de corrosão, inspeção de materiais e soldagem, com especial importância para os testes e pesquisas necessários à produção no pré-sal.

2008

Novembro – Concluída a perfuração de dois novos poços na seção pré-sal do litoral do Espírito Santo que comprovou expressiva descoberta de óleo leve (30 graus API) na área denominada Parque das Baleias, ao norte da Bacia de Campos. O volume recuperável 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 e 2 bilhões de barris de óleo equivalente (boe).

Setembro – Petrobras inicia a produção do primeiro óleo da camada pré-sal, no Parque das Baleias, litoral do Espírito Santo, no norte da Bacia de Campos, campo de Jubarte. A plataforma P-34, que já operava na região, foi adaptada para receber também o óleo leve (30º) do pré-sal daquela área, em um Teste de Longa Duração (TLD).

Setembro – Comprovada presença de óleo leve em outra região do bloco BM-S-11- Iara.

Setembro – Concluída a perfuração do poço1-BRSA-559A-RJS confirmando a presença de óleo leve no bloco BM-S-24 , na área conhecida informalmente como Júpiter. A descoberta foi em janeiro mas o poço teve a perfuração interrompida por problemas operacionais e somente foi concluído em setembro de 2008.

Setembro – A Diretoria Executiva da Petrobras aprovou a contratação de dez novas unidades de produção de petróleo do tipo FPSO (plataformas flutuantes que produzem, estocam e escoam petróleo) para as áreas do Pré-Sal na Bacia de Santos. As duas primeiras plataformas serão afretadas de terceiros, 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 m3 de gás natural, e serão instaladas em 2013 e 2014, em locações ainda por definir, na área do Pré-Sal. As demais 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 m3 de gás natural e serão instaladas em 2015 e 2016.

Junho – Encontrada jazida de óleo leve em outra região do bloco BM-S-9 – Guará.

Maio – Comprovada presença de óleo leve no bloco BM-S-8 – Bem- Te-Vi.

Abril – O Conselho de Administração da Petrobras aprovou  a criação da Gerência Executiva de Pré-Sal, cuja atribuição será a de coordenar todas as atividades de Exploração e Produção na área do pré-sal. A Gerência Executiva de Pré-Sal será subordinada à Diretoria de Exploração e Produção da Petrobras. A nova Gerência Executiva de Pré-Sal terá como responsabilidade principal nos próximos três anos a coordenação dos planos de avaliação, que já estão em andamento na Diretoria de Exploração e Produção, assim como a implantação do Teste de Longa Duração (TLD) e do primeiro piloto de produção na acumulação de Tupi, previstos, respectivamente, para 2009 e 2010.

Janeiro – Encontrada uma jazida de gás natural e condensado no bloco BM-S-24 – Júpiter.

2007

Dezembro – Encontrada uma jazida de óleo leve no bloco BM-S-21 – Caramba.

Dezembro – Criado um programa multidisciplinar, que acompanhará as várias fases de desenvolvimento dos trabalhos no pré-sal. Em parceria com universidades brasileiras e internacionais, além da cadeia de fornecedores, o Programa Tecnológico para o Desenvolvimento da Produção dos Reservatórios do Pré-sal (PROSAL) cuidará da concepção e desenvolvimento de tecnologias para viabilizar o aproveitamento das novas descobertas.

Novembro – Conclusão das análises no segundo pólo do MS-S-11, Tupi, que indicou volumes recuperáveis entre 5 e 8 bilhões de barris de petróleo e gás natural.

Setembro – Encontrada uma jazida de óleo leve no bloco BM-S-9 –   Carioca.

Junho – Encontrada uma jazida de óleo leve na seção pré-sal do campo   de Pirambu, na bacia de Campos.

Março – Encontrada uma jazida de óleo leve na seção pré-sal do campo de Caxaréu, na Bacia de Campos.

2006

Outubro – Divulgados os resultados do teste no poço primeiro poço perfurado no BM-S-11 – Tupi.

Julho – Encontrada uma jazida de óleo leve no bloco BM-S-11 – Tupi.

2005

Agosto – Encontrados os primeiros indícios de petróleo no pré-sal na Bacia de Santos, no bloco BM-S-10 – Parati.

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fonte:

Agência Petrobrás de Notícias