Pré Sal

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Universidade Federal do Rio Grande do Norte
Programa de Pós Graduação em Ciências e Engenharia do Petróleo
PET0001 - Introdução a Engenharia de Petróleo
Docente: Jennys Lourdes M. Barillas
Aimée Ataide de Oliveira
Pré – sal Brasileiro: Importância e desafios no Brasil
Natal, RN
2017
RESUMO
	O pré-sal é sem dúvida a maior descoberta petrolífera mundial dos últimos anos. Os reservatórios se encontram abaixo de uma densa e extensa camada de sal, na qual ocorre na costa brasileira do Espirito Santo até Santa Catarina. Estudos investigativos já chegaram a conclusão de que há campos gigantescos podendo ter volumes recuperáveis de óleo de aproximadamente 16 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) (PETROBRAS, 2016). O presente trabalho apresentará um estudo breve sobre o pré-sal e as questões relacionadas ao seu descobrimento como: sua localização e os principais poços exploratórios, quais as características do petróleo encontrado nessa região, quais as condições necessárias para a realização da perfuração, qual a importância dessa descoberta para o Brasil e os principais desafios de produção para a exploração dessa riqueza. 
SUMÁRIO
1.	O que é o pré-sal	4
2.	A Descoberta no pré-sal	5
2.1	LOCALIZAÇÃO DO PRÉ-SAL BRASILEIRO	5
2.1.1	Pré-sal na Bacia de Santos	7
2.1.2	Pré-sal na Bacia de Campos	12
3.	características dos resevatórios	13
3.1	CARACTERÍSTICA DO ÓLEO	15
4.	métodos de recuperação utilizado no pré-sal	16
4.1	INJEÇÃO DE ÁGUA	16
4.2	WAG (INJEÇÃO DE ÁGUA ALTERNADA COM GÁS)	16
5.	dESAFIOS TECNOLÓGICOS DO PRÉ-SAL	17
5.1	TIPO DE JAZIDA DE PETRÓLEO DO PRÉ-SAL	18
5.2	REVESTIMENTO DE POÇOS	18
5.3	CO2 E H2S	19
5.4	ESCOAMENTO	19
5.5	CORROSÃO	19
5.6	LOGÍSTICA	19
6.	impotância do pré-sal para o brasil	20
7.	INORMAÇÕES ADICONAIS	20
7.1	PRODUÇÃO DO PRÉ-SAL EM SETEMBRO DE 2017	20
7.2	10 TECNOLOGIAS PREMIADAS DO PRÉ-SAL	22
8.	REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA	22
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – União entre os continentes sul-americano e africano	4
Figura 2 – Distâncias entre a lâmina e o reservatório	6
Figura 3 – Mapa do pré-sal Brasileiro	6
Figura 4 – Breve histórico do pré-sal brasileiro	7
Figura 5 – Localização dos Blocos Exploratórios da Bacia de Santos	9
Figura 6 – Localização dos Blocos Exploratórios da área de Libra na Bacia de Santos	10
Figura 7 – Localização do pré-sal na Bacia de Campos	12
Figura 8 – Modelo de acumulação de hidrocarbonetos no pré-sal na Bacia de Santo	14
Figura 9 – Diagrama dos Desafios Tecnológicos	17
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Descobertas no Pré-sal da Bacia de Santos	11
Tabela 2 – Algumas acumulações de petróleo no pré-sal e o grau API do óleo.	15
Tabela 3 – Produção por campo do pré-sal	21
LISTA DE GRÁFICO
Gráfico 1 – Produção Onshore e Offshore no Pré-sal x “Pós-sal”	21
O que é o pré-sal
O termo Pré-sal é utilizado para definir a localização das camadas de rochas sedimentares que estão abaixo de uma extensa e espessa camada de sal, que se diferencia das demais descobertas petrolíferas que ocorrem acima do sal, no caso denomina-se Pós-sal (“Ministério de Minas e Energia PRÉ-SAL Perguntas e Respostas,” 2009).
A existência do pré-sal foi possível devido a formação sequencial de rochas sedimentares através do distanciamento do antigo continente Gondwana, que atualmente corresponde aos continentes sul-americano e africano, como demonstra a Figura 1. Cerca de 100 milhões de anos, os continentes foram se distanciando e a matéria orgânica foi sendo depositada e encoberta pelo Oceano Atlântico, formando um imenso lago. A partir desse momento à medida que o oceano encobria a matéria orgânica, uma camada de sal era formada, esta retenção de sal sobre a matéria orgânica foi acontecendo durante milhões de anos, de modo que através desse processo foi formada a rocha geradora que é a matéria orgânica juntamente com os sedimentos sob altas pressões e temperaturas transformada em hidrocarbonetos (petróleo e gás natural) (Pré-sal Petróleo, 2017).
Figura 1 – União entre os continentes sul-americano e africano
Fonte: (Patrão, 2012)
Segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, em grande ilhas lacustres, na parte rasa, muitas conchas calcárias se depositaram e posteriormente tipos de algas os estromatólitos, formaram as rochas calcárias, que são os dois tipos principais de depósito presente nos reservatórios do pré-sal. 
As camadas de estromatólitos que se depositaram com o passar dos anos, os grandes lagos acabaram se conectando aos oceanos, acarretando na mudança de sistemas dos tipo lacustre para sistema marinhos restrito, que originou a formação de um amplo golfo. A espessa camada de sal foi ocasionada pela evaporação da água nas depressões lacustre devido alta temperatura predominante na época, servindo como um selo das rochas geradoras, impedindo, portanto o escape de qualquer tipo de hidrocarboneto (óleo ou gás) chegasse à superfície (Pré-sal Petróleo, 2017).
A Descoberta no pré-sal
Para poder começar a investigação nas novas áreas obtidas através de licitações dos anos de 2000 e 2001, a PETROBRAS e algumas empresas consociadas encomendaram um denso volume de informações sísmicas em 3-D, a partir de 2001. Esses dados sísmicos abrangeram uma área de 20.300Km2 de área (MORAIS 2013). Análises técnicas realizadas por equipes qualificadas da Petrobras basearam-se na possível ideia de seções geológicas profundas que se encontravam na Bacia de Santos, abaixo da camada sal, eram constituídas por um reservatório promissor devido a característica selante das rochas de sal (Formigli et al., 2009). 
A real existência de se achar petróleo abaixo da camada de sal, só se tornou mais palpável em meados do início do ano de 2003, com as interpretações dos resultados provenientes dos estudos sísmicos. A pesar disso tudo havia na companhia posições divergentes quanto ao início das perfurações naquelas áreas geológicas de difícil acesso. Em meados de 2003 começou a preparação de pessoas e equipamentos para a busca do petróleo no pré-sal (MORAIS 2013).
Localização do pré-sal brasileiro
As rochas sedimentares do Pré-sal se prolongam por aproximadamente 800 quilômetros da plataforma marítima brasileira, que vai do norte da Bacia de Campos ao sul da Bacia de Santos, alcançando uma faixa que se estende do litoral sul do estado do Espírito Santo ao estado de Santa Catarina, com até 200 quilômetros de largura. As rochas sedimentares se encontram comprimidas abaixo da extensa camada de sal, a 3.000 metros abaixo do solo marinho, estando, portanto entre 5 e 7 mil metros abaixo do nível do mar apresentado na Figura 2, podendo ter alto potencial para a realização da exploração de petróleo (MORAIS, 2013).
Figura 2 – Distâncias entre a lâmina e o reservatório
Fonte: (Diario do pré-sal, 2009)
	Conforme a Figura 3 pode-se observar que do total de 149.000 Km2 da área do pré-sal, foram concedidas 28% pela ANP, para exploração por concessionários, sob-regime de concessão através de leilões.
Figura 3 – Mapa do pré-sal Brasileiro
Fonte: PPSA (2017)
A descoberta do petróleo no pré – sal brasileiro de 2002 á 2017 resultou em 75 poços exploratórios perfurados, como é apresentado na Figura 4 de modo resumido, e que serão discutidas posteriormente as descobertas na Bacia de Santos e de Campos. 
Figura 4 – Breve histórico do pré-sal brasileiro
Fonte: PPSA (2017)
Pré-sal na Bacia de Santos
Março de 2004 foi selecionado em Parati o primeiro Bloco Exploratório para perfuração do pré-sal o BM-S-10, devido já haver certo conhecimento geológico com relação a camada a cima de sal, de modo semelhante ao que ocorre na Bacia de Campos, este fato tornou mais favorável levando em conta o fator custos da perfuração. A perfuração de fato iniciou em 31 de dezembro de 2004, com o poço 1-RJS-617 (MORAIS 2013).
O poço de Parati, na camada acima do pós-sal, mas especificamentenas rochas areníticas foi encontrado inicialmente apenas um reservatório de água, porém realizou-se uma verificação posteriormente, de que continham indícios de gás, diante disso o trabalho de perfuração continuou em direção ao pré-sal. A perfuração durou mais oito meses, em agosto de 2005 a ANP recebeu o comunicado da PETROBRAS que havia indícios de hidrocarbonetos no poço. Após a notificação ocorreram diversos problemas e atrasos, com relação a quebra de broca, obstáculos na perfuração, rochas muito duras com espessura de 500 metros, isto atrapalhou o desenvolvimento da perfuração dentre tantos outros problemas operacionais, que acarretaram mais e mais atrasos (MORAIS 2013). 
O poço atingiu uma profundidade de 7.600 metros TVD (profundidade vertical verdadeira) em 2006, mas ainda assim não foi encontrado petróleo de fato, porém os testes realizados nas rochas na qual se encontravam em uma profundidade de 6.800 metros apresentou um indicativo de gás condensado, que é uma mistura de hidrocarbonetos intermediária entre o gás e o petróleo, que submetido a uma determinada temperatura e pressão no reservatório se encontram na forma de gás e que sofre condensação quando há uma redução da pressão existente no reservatório no processo de extração do petróleo (Fernández et al.; 2009). Segundo Formigli et al.; 2009, a existência de gás condensado é um importante sinalizador para a existência de petróleo ativo na área explorada, esta constatação estimulou para que os trabalhos de exploração continuassem.
Um novo Bloco Exploratório (BM-S-11) foi montado na área de Tupi, através do poço 1-RJS-628A em março de 2006, sendo então comunicado pela PETROBRAS em 11 de julho do ano corrente novos indícios de petróleo de boa qualidade e gás. O poço foi testado em sem setembro, apresentando alta produtividade, de modo que essa descoberta palpável de petróleo impulsionou a decisão de perfurar outro poço em Tupi Sul com uma distância de 10 km do poço descobridor com intuito de avaliar a possível extensão e continuidade. A perfuração do poço 1-RJS-646 iniciou em maio de 2007, com realização de teste de formação em julho, na qual resultou na comprovação de que o poço pioneiro (1-RJS-628A) ia até a área sul de Tupi, contendo petróleo (PETROBRAS, Comunicados e Fatos Relevantes, 2007). 
Uma nova perfuração foi realizada em meados de setembro de 2007, sendo que na área de Carioca, no Bloco Exploratório, BM-S-9 e poço exploratório 1-SPS-50, tendo uma distância de 273 km da costa. A avaliação do teste da rocha de formação indicou uma vazão limitada em decorrência da segurança dos testes como também das instalações operacionais. Posteriormente outros estudos foram realizados a fim de verificar a produtividade do poço, bem como se a produção de petróleo teria um custo viável (MORAIS, 2013).
Dezembro de 2007 na área de Caramba, outra jazida de petróleo foi descoberta através do poço pioneiro 1-SPS-51 no Bloco BM-S-21. Em 2008 tiveram sucessivas descobertas de acumulações de petróleo. Na área de Júpiter, sendo comprovada a existência de petróleo em uma extensão similar à de Tupi. Em maio do corrente, na área de Bem-te-vi através do poço pioneiro 1-SPS-52A no Bloco Exploratório BM-S-8 foi descoberto petróleo (MORAIS, 2013).
No Bloco Exploratório BM-S-9 na área de Guará em junho de 2008 também foram encontradas jazidas de petróleo, através do poço 1-SPS-55. Em agosto na área de Iara no Bloco BM-S-11, nova descoberta de hidrocarbonetos de boa qualidade, através do poço 1-RJS-656, que foi perfurado pela plataforma submersível Paul Woff. Este poço segundo avaliações de dados sísmicos muito bem definidos tem uma estimativa alta de petróleo recuperável, sendo considerado o segundo reservatório com maiores volumes após o reservatório de Tupi (PETROBRAS, Comunicados e Fatos Relevantes, 2008).
Em abril de 2009 no Bloco BM-S-9 onde se encontrou petróleo na área de Guará comentado anteriormente, é também constituído pela área de Carioca e que teve o poço denominado como Iguaçu, 4-SPS-66C (PETROBRAS, Comunicados e Fatos Relevantes, 2009), teve a descoberta de petróleo através da amostragem de óleo por teste de cabo, que nada mais é que uma operação na qual retirasse amostras de fluidos da formação, ou gás, ou petróleo, por intermédio de um canhoneio de um ponto no revestimento do poço ou através da rocha diretamente, na qual é possível realizar a avaliação da produtividade do poço, bem como de outras informações (Fernández et al.; 2009).
Muitos poços foram sendo perfuradas e encontradas jazidas de petróleo, de 2006 até 2010 onze poços foram perfurados somente na área de Tupi/Iracema, de modo que promoveram um grande número de informações na qual foi possível avaliar a área total de óleo recuperável, tornando possível o primeiro anuncio da comercialidade desta área, a primeira do pré-sal, com estimativas de reserva de 8,3 bilhões boe. A Declaração de Comercialidade à ANP é o ato em que se comprova e confirma que as acumulações de petróleo nos processos de avaliação e testes, possuem volumes comerciais, de modo que finaliza a fase de exploração e pode ser iniciada a fase de desenvolvimento da produção. Este campo que condiz a Tupi/Iracema foi nomeado como Campo de Lula (MORAIS 2013). 
Figura 5 – Localização dos Blocos Exploratórios da Bacia de Santos
Fonte: PSPA (2017)
Importantes descobertas de petróleo na Bacia de Santos foram sendo descobertas, com um somatório das áreas em torno de 15.000Km2, conforme se encontra em uma área maior que a produção da Bacia de Campos do pós-sal. A produtividade dos poços do pré-sal é alta. A produção diária de petróleo no pré-sal passou da média de aproximadamente 41 mil barris por dia, em 2010, para o patamar de 1,35 milhão de barris por dia em junho de 2017. Um crescimento de quase 33 vezes. Nesse mesmo mês, a produção de petróleo no pré-sal superou a do pós-sal, que totalizou 1,32 milhão de barris por dia (ANP, 2017).
 	O consórcio de Libra é formado pela Petrobras (Operadora, 40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%), CNOOC (10%) e pela PPSA (gerente de contrato). Outubro de 2013 O bloco de Libra foi adquirido e se encontra em fase exploratória (PETROBRAS, Comunicados e Fatos Relevantes, 2015). Em 2016 PSPA informou que concluiu a perfuração do poço 3-BRSA-1305A-RJS (3-RJS-739A), confirmando a descoberta de óleo de boa qualidade em reservatórios de excelente produtividade, localizado na área noroeste do bloco de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos (PETROBRAS, Comunicados e Fatos Relevantes, 2016). 
Figura 6 – Localização dos Blocos Exploratórios da área de Libra na Bacia de Santos
Fonte: PETROBRAS, Comunicados e Fatos Relevantes (2016).
Na Tabela 1, apresenta o resumo de algumas das principais acumulações de petróleo descobertas no Pré-sal da Bacia de Santos, de 2006 a 2016.
Tabela 1 – Descobertas no Pré-sal da Bacia de Santos
	Área/Poço
	Bloco
	Data
	Profundida
(metros)
	Lâmina d’água (metros)
	Parati
	BM-S-10
	06/2006
	7.600
	-
	Tupi
	BM-S-11
	09/2006
	5.200
	2.126
	Tupi Sul
	BM-S-11
	07/2007
	-
	2.166
	Carioca
	BM-S-9
	09/2007
	-
	2.140
	Caramba
	BM-S-21
	12/2007
	5.350
	2.234
	Júpiter
	BM-S-24
	01/2008
	5.252
	2.187
	Bem-te-vi
	BM-S-8
	05/2008
	6.773
	2.139
	Guará
	BM-S-9
	06/2008
	5.000
	2.141
	Iara
	BM-S-11
	08/2008
	6.080
	2.230
	Iguaçu
	BM-S-9
	04/2009
	4.900
	2.140
	Iracema
	BM-S-11
	06/2009
	5.000
	2.210
	Abaré Oeste
	BM-S-9
	09/2009
	5.150
	2.163
	Tupi Nordeste
	BM-S-11
	11/2009
	4.900
	2.115
	Guará Norte
	BM-S-9
	03/2010
	-
	-
	Tupi OW
	BM-S-11
	04/2010
	-
	2.131
	Franco
	Cessão Onerosa
	05/2010
	-
	1.889
	Tupi Alto
	BMS-11
	06/2010
	-
	2.111
	Iracema Norte
	BMS-11
	10/2010
	-
	2.247
	Tupi SW
	BM-S-11
	10/2010
	-
	2.152
	Libra
	Área não licitada
	10/2010
	-
	1.964
	Tupi W
	BM-S-11
	12/2010
	-
	2.139
	Carioca Nordeste
	BM-S-9
	01/2011
	-
	-
	Macunaíma
	BM-S-10
	02/2011
	-
	2.134
	Iara-Horst
	BM-S-1103/2011
	-
	2.279
	Guará Sul
	BM-S-9
	07/2011
	-
	2.156
	Biguá
	BM-S-8
	11/2011
	5.380
	2.180
	Abaré
	BM-S-9
	11/2011
	4.830
	-
	Carioca Sela
	BM-S-9
	02/2012
	5.250
	2.140
	Franco NW
	Cessão Onerosa
	02/2012
	5.460
	1.860
	Carcará
	BM-S-8
	03/2012
	5.910
	2.027
	Tupi Nordeste
	Cessão Onerosa
	03/2012
	4.960
	2.131
	Dolamita Sul
	BM-S-42
	04/2012
	-
	1.747
	Iara Oeste
	BM-S-11
	04/2012
	5.430
	2.150
	Sul de Guará
	Cessão Onerosa
	06/2012
	5.058
	2.202
	Franco SW
	Cessão Onerosa
	08/2012
	5.973
	2.024
	Júpiter Nordeste
	BM-S-24
	10/2010
	5.438
	2.161
	Carioca Norte
	BM-S-9
	10/2012
	5.576
	2.152
	Florim
	Cessão Onerosa
	05/2013
	6.004
	2.009
	Iguaçu Mirim
	BM-S-9,
	08/2013
	4.950
	2.158
	Bracuhy
	BM-S-24,
	10/2013
	5.765
	2.251
	Iara Alto Ângulo
	BM-S-11
	12/2013
	6.672
	2.128
	Florim 2
	Cessão Onerosa
	03/2014
	5.679
	1.972
	Sagitário
	BM-S-50
	05/2014
	7.110
	1.871
	Apollonia
	BM-S-24
	08/2014
	5.700
	2.183
	Entorno de Iara 2
	BM-S-11
	09/2014
	5.907
	2.249
	NW1 
	3-RJS-731
	02/2015
	-
	-
	C1 
	-
	02/2015
	5.780
	2.160
	Carcará Norte
	BM-S-8
	05/2015
	6.178
	2.072
	Carcará Noroeste
	BM-S-8
	09/2015
	5.870
	2.024
	 NW5
	3-RJS-741
	03/2016
	-
	-
	NW2
	3-RJS-742A
	06/2016
	-
	-
Fonte: PETROBRAS/ Comunicados e Fatos Relevantes e MORAIS (2013), elaboração do autor.
Pré-sal na Bacia de Campos
No litoral do Espirito Santo na região norte da Bacia de Campos encontra-se um dos maiores complexo petrolífero, o Parque das Baleias que foi descoberto a partir de 2001 na camada pós-sal, na qual são formados pelo campo Cachalote, Baleia Franca, Baleia Azul, Baleia Anã, Pirambu e Caxaréu. Devido a este potencial petrolífero, a PETROBRAS realizou estudos nessa área e em março de 2007 descobriu que havia uma seção geológica na camada do pré-sal no Campo de Caxaréu e em junho do mesmo ano no Campo de Pirambu também foi descoberto (MORAIS, 2013).
Figura 7 – Localização do pré-sal na Bacia de Campos
Fonte:http://www.agenciapetrobras.com.br/upload/documentos/apresentacao_tVFETr16eG.jpg
Posteriormente a essas descobertas no ano de 2008 novos estudos foram realizados e novas constatações sobre a existência de petróleo no pré-sal foram confirmadas, agora nos campos Figura 7 de Baleia Franca, Baleia Azul e Jubarte, situada por volta de 4.350 metros de profundidade e volume estimado entre 1,5 a 2 milhões de barris de petróleo e gás natural. Já em setembro de 2008 foi realizada a primeira produção na camada do pré-sal por meio do Teste de Longa Duração (TLD), no Campo de Jubarte (MORAIS, 2013).
No Campo de Barracuda em fevereiro de 2010 foi realizado uma perfuração em um único poço e descobriram simultaneamente petróleo no pó-sal e no pré-sal, a jazida do pré-sal tem profundidade de 4.340 metros e a estimativa da recuperação de óleo foi estimada em 40 milhões de barris de óleo (MORAIS ,2013). 
Na área de Concessão de Produção do Campo de Marlim em junho de 2010 uma nova descoberta de petróleo na camada do pré-sal, com lâmina d´água de 648 metros e profundidade do reservatório a 4.460 metros Novas descobertas foram realizadas em 2010, em Carimbé e na área de Tracajá. Em 2011 descoberta das acumulação de Gávea e Forno (MORAIS, 2013).
Em 2012 a PETROBRAS comunicou novas descobertas sobre jazidas de hidrocarboneto na camada de pré-sal na área ao sul da Bacia de Campos, dentre outras muitas descobertas na Bacia de Campos, a última descoberta de acumulação de petróleo, foi comunicada 10 de agosto de 2017, localizada na área do Campo de Marlim Sul ((PETROBRAS, Comunicados e Fatos Relevantes,2017).
características dos resevatórios
Segundo Chang et al., 2008, o sistema petrolífero das rochas geradoras do pré-sal são os folhetos lacustres ricos em matéria orgânica. O mesmo autor ainda comenta que na Bacia de Santos há uma intercalação entre os folhetos e as rochas carbonáticas, na qual possuem uma espessura que pode variar de 100 a 300 metros, contento uma concentração de 2% a 6% de carbono orgânico total, com a teores altos de hidrocarbonetos saturados. 
A seção de pré-sal nas Bacias de Campos baseada em algumas informações que foram disponibilizadas e em função da natureza das rochas da seção rifte, considera-se portanto que os reservatórios possam ser de três tipos principais: calcários microbialíticos estando a cima da seção rifte (RICCOMINI et al., 2012), fraturas em rochas vulcânicas inferior à da seção rifte e rochas calcarias com conquinas (Chang et al., 2008), como pode ser observado na Figura 8.
Figura 8 – Modelo de acumulação de hidrocarbonetos no pré-sal na Bacia de Santo
Fonte: (RICCOMINI et al., 2012)
A cama de pós sal na Bacia de Santos, apresenta proximamente 2 Km de espessura na qual é constituída pela deposição de rochas, arenitos e folhetos. Particularmente em Santos o topo do reservatório tem aproximadamente entre 5 e 6 mil metros de profundidade, sendo então considerado poço de água profundas, tendo lâminas d’água de 2 a 3 mil metros (CORRÊA, 2013). Águas profundas, apresentam uma temperatura no fundo do oceano de aproximadamente 4°C, a camada do pré-sal age como um excelente condutor térmico, isto implica em dizer que esta camada impede que haja uma acumulação de calor abaixo dela, fazendo com que a temperatura dentro de um reservatório apresente uma temperatura baixa com relação a profundidade que o mesmo se encontra, portanto a temperatura nos reservatório do pré-sal é de cerca de 60°C implicando que na maioria dos reservatórios na Bacia de Santos os hidrocarbonetos esteja na forma líquida (CORRÊA, 2013). 
As rochas geradoras que se encontram na camada do pré-sal, são formadas primordialmente pelos carbonatos microbiais (calcários microbialíticos comentado anteriormente), que nada mais é que carbonatos de cálcio de origem orgânica, possui uma boa porosidade nas regiões condizentes das colônias bacterianas, com material compactando, originando uma espécie de lama carbonática, que ficam também entre as colônias. Com base nisso é possível inferir o quão heterogêneo é o material na qual é originado o reservatório.Os carbonatos possuem uma elevada rigidez, porém são facilmente quebrados e a ocorrência dessas fraturas ou pequenas fissuras, permite a rocha circulação de fluidos hidrotermais, água meteórica, gerando uma porosidade secundária, elevando a capacidade de transporte de fluidos (aumento da permeabilidade) das rochas. Normalmente, 1 a 2% do óleo contido no reservatório reside nas fraturas de dissoluções, sendo assim é característica dos reservatórios do pré-sal que com o início da produção seja extremamente elevada, entretanto a quantidade do óleo nessa região descomprime-se rápido, de modo que induz que a matriz passe a se alimentar pela rede de fraturas, que é responsável pelo transporte de petróleo para o poço, isto faz com que a permeabilidade da matriz é extremamente importante, pois é ela que controla a produtividade tardia, que é expressivamente menor que a original (CORRÊA, 2013). 
Outro dado que é importante destacar sobre os reservatórios do pré-sal é que assim como em outros reservatórios carbonáticos, o gás em solução apresenta CO2 em sua composição, com valores entre 8 e 15% (LIMA, 2013).
Característica do óleo
A qualidade do petróleo é medida através da escala desenvolvida pelo Instituto Americano de Petróleo (API), sendo portando expressa pela sigla API, na qual classificam o óleo com base na densidade do mesmo. Um óleo com densidade a cima de 30° API é classificado como óleo leve, entretanto se apresentar uma densidade menor que 19° API é considerado um óleo pesado, possui então alta viscosidade e densidade (ANP,2016). O óleo leve apresenta auto valor agregado, pois a parti dele é realizada a produção dos principais derivados, como o diesel e a nafta. 
A extração de óleo pesado é mais complexa do que a do óleo leve. O refino do óleo pesado é bastante caro eeste fato muitas vezes inviabiliza a comercialmente a produção. Os óleos encontrados nos reservatórios de Pré-sal apresentam uma boa qualidade, de modo que viabiliza sim sua produção, pois compensa os gastos de para produção devido qualidade do óleo encontrado (MORAIS,2013). Na Tabela 2 é apresentado alguns poços e o grau API do óleo produzido.
Tabela 2 – Algumas acumulações de petróleo no pré-sal e o grau API do óleo.
	Área/Poço
	API
	Tupi
	28°
	Tupi Sul
	28° – 30°
	Carioca
	27°
	Bem –te-vi
	25° – 28°
	Guará
	30°
	Iara
	26° – 30°
	Tupi Nordeste
	28°
	Tupi Alto
	30°
	Iracema Norte
	29° – 30° 
	Macunaíma
	26°
	Iara-Horst
	28°
	Guará Sul
	27°
	Biguá
	25°
	Abaré
	28°
	Carcará
	31°
	Franco SW
	28° – 30°
	Sagitário
	32°
	Marlim
	29°
Fonte: PETROBRAS/ Comunicados e Fatos Relevantes e MORAIS (2013), elaboração do autor.
métodos de recuperação utilizado no pré-sal
injeção de água
A injeção de água na exploração de petróleo offshore é bastante utilizado por razões técnicas e econômicas. Em reservatórios do pré-sal estudos também apontaram para este método de recuperação, afinal o mesmo já é bastante utilizado pela PETROBRAS em água profundas e ultra profundas, tendo uma eficiente no deslocamento, em se tratando de óleos com baixa viscosidade, porém, as medidas de permeabilidade relativa a água e o óleo, demostraram uma saturação elevada do óleo residual, de modo que este método se torna menos viável, quando se tem a possibilidade de utilizar os métodos EOR que são mais eficientes e vantajosos (LIMA, 2013).
wag (injeção DE ÁGUA ALTERNADA COM GÁS)
A utilização dos Métodos de Recuperação Avançada (EOR) são empregados já no início da vida produtiva do poço. A decisão de empregar o EOR é devido a presença de CO2 como contaminante (LIMA, 2013). O CO2 não deve ser liberado na atmosfera, devido os malefícios que o mesmo pode causar ao ambiente bem como a saúde humano, logo pensou-se na opção de utiliza-lo na reinjeção do reservatório (CORRÊA, 2013). 
Testes planejados pela Petrobras e realizado em poço do pré-sal, seguido de ensaios laboratoriais e modelagem numérica, avaliaram a interação química entre a rocha-reservatório (carbonato) e a água injetada, verificando também que a água produzidas nos campos do polo pré-sal da Bacia de Santos se encontrava menos ácida. Isto implica em um resultado favorável, quanto a diminuição dos efeitos de corrosão esperados (PETROBRAS, 2014).
Em 2015 a PETROBRAS atingiu uma marca bastante expressiva, devido a separação de três milhões de toneladas de CO2 do gás natural e a reinjeção no reservatório do pré-sal na Bacia de Santos (PETROBRAS, Tecnologias Pioneiras, 2015).
Em maio de 2017 a PETROBRAS noticiou que no Campo de Libra a utilização do WAG loop, conceito inovador para recuperação de petróleo na qual há conexão de dois poços injetores de água/gás em um “loop”, possibilitou a redução do uso de linhas flexíveis e consequente economia de US$ 300 milhões (PETROBRAS, Comunicados e Fatos Relevantes, 2017).
dESAFIOS TECNOLÓGICOS DO PRÉ-SAL
A descoberta do Pré-Sal, já foi um desafio vencido pela PETROBRAS, a exploração, produção, armazenamento, transporte dos hidrocarbonetos exige cada vez mais de tecnologias e novos procedimentos operacionais para lidar com as situações adversas e profundidade elevada dos reservatórios da camada do pré-sal. Na Figura 9 apresenta alguns pontos para que haja o desenvolvimento e superação dos desafios tecnológicos.
Figura 9 – Diagrama dos Desafios Tecnológicos 
Fonte: (MORAIS, 2013)
tipo de jazida de petróleo do pré-sal
É de extrema importância o conhecimento do tipo de rocha e suas características para o desenvolvimento de novas tecnologias, a PETROBRAS financiou a construção do UNESPetro, no qual é um centro de geociência voltado simplesmente para a pesquisa e desenvolvimento de tecnologias de rochas petrolíferas (MORAIS, 2013).
O melhor conhecimento das rochas possibilita a melhor avaliação do comportamento do fluxo de petróleo e qual método de recuperação terá maior resultado e viabilidade dos custos. Outro ponto muito importante é que quando se tem a boa caracterização da rocha, é possível diminuir os custos de perfuração, pois já se conhece a melhor taxa de penetração (ROP) na rocha (MORAIS, 2013).
revestimento de poços
O revestimento de poços é uma das etapas mais importantes, a rocha é perfurada e revestidas com tubos de aço, que preenche o espaço vazio que fica entre a camada de aço e a rocha é complementada com cimento especial. Na complementação do poço na camada de sal apresenta alguns inconvenientes devido a maleabilidade, implicando em um grande desafio a “criação” de revestimentos capazes de suportar movimentação da camada do sal ao longo do tempo, sem que haja ruptura, quebra, deformação nos tubos de aço que revestem o poço (MORAIS, 2013). 
A Petrobras possui vários poços em águas profundas e domina essa tecnologia, mas enfrenta o desafio de atravessar uma camada de sal que é menos dura do que a rochosa, mas também menos estável. Essa tecnologia pioneira está sendo desenvolvida em parceria com o Núcleo de Transferência de Tecnologia (NTT) da Coordenação dos Programas de Pós-Graduação de Engenharia (Coppe) da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) (GOUVEIA, 2010).
Pesquisas dirigidas buscam encontrar soluções que possibilitem a preservação da integridade do poço, com duração de no mínimo 25 anos, sem que precisem realizar interferências vistas a colapso, fechamento do poço, evitando perdas de broca ou aprisionamento durante perfuração, evitando consequentemente gastos (MORAIS, 2013).
CO2 E H2S
Os poços de Santos apresentaram altos teores de H2S (ácido sulfídrico) e CO2 (dióxido de carbono) associados ao gás natural, que necessitam de um tratamento, para remoção no caso H2S, separação e reinjeção no caso do CO2. Estudar as consequências da reinjeção, que possa ocasionar depósitos de asfaltreno, impedindo a linha de fluxo, bem como o custo benefício do método de recuperação no reservatório (MORAIS, 2013). 
ESCOAMENTO
Um dos grandes desafios são as linhas de fluxo e risers (dutos que conduzem os hidrocarbonetos independente do seu estado físico do fundo do mar até a plataforma. A PETROBRAS conseguiu desenvolver uma forma de sustento do risers utilizando boias instaladas em posições estratégicas, na quais possibilita a conexão com a unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo (FPSOs) por intermédio de tramos de tubos flexíveis (PETROBRAS, Tecnologia Pioneira, 2015). 
CORROSÃO
Os gases contaminantes anteriormente comentado juntamente com os hidrocarbonetos e os cloretos em presença de água nos reservatórios, constituem um potencial agente de corrosão em materiais fabricados de aço que passam muito tempo exposto aos fluidos produzidos, como as colunas de produção, os risers, podendo acarretar grandes problemas (GOUVEIA, 2010). A utilização de inibidores não apresentaram resultados satisfatórios devido não serem eficazes em prazos longos, como é o caso da corrosão nos tubos de aços utilizados. Estudos realizados a fim de solucionar esse problema real, foi baseado na necessidade de se ter um material que suportasse grande variações de pressão, bem como suportasse o ambiente marinho, portanto emprego de ligas metálicas e aços especiais nos equipamentos (MORAIS, 2013). 
Logística 
A logística utilizada para dá o suporte ao transportes de pessoas, equipamentos, materiais, suprimento, sem dúvida alguma é um dos desafios para a produção do pré-sal. 
Os desafios do pré-sal vêm sendo desenvolvidas com parcerias entre empresas, universidades e institutos de pesquisa, muitas em caráter sigiloso, visto que a exploração desse mercado parece muito atraente e envolve interesses concorrentes ((GOUVEIA, 2010).
Segundo o Ministério de Minas e Energia (2009), outro desafio é o volume elevado de recursos financeiros necessários à implantação dos projetos de produção, àformação de mão-de-obra, à capacitação da indústria nacional para atendimento do setor, e, por fim, ao aprimoramento tecnológico para a redução de custos. Mas o governo brasileiro está decidido a enfrentar todos os desafios para transformar a riqueza do Pré-Sal em instrumento de desenvolvimento para o País.
impotância do pré-sal para o brasil
As reservas de petróleo descobertas na costa brasileira farão do Brasil uma das três maiores nações petrolíferas do mundo. Tal feito elevará o País à condição de exportador de petróleo, tornando-o um importante ator no setor de energia mundial (Ministério de Minas e Energia ,2009).
Com este crescimento a Petrobras sendo uma empresa com capital na bolsa, mais pessoas passaram a investir seu dinheiro e em ações. Maiores investidores nas ações da Petrobras, irá ajudar ainda mais no desenvolvimento econômico do Brasil, de modo que possibilita um crescimento no número de empregos que vão ser gerados, pois novas plataformas serão construídas, novas máquinas de perfuração terão de ser adquiridas e será necessário ter cada vez mais, mão de obra especializada e qualificada para manuseio dos equipamentos, engenheiros especializados em petróleo e na área de construção para as plataformas. 
INORMAÇÕES ADICONAIS
PRODUÇÃO DO PRÉ-SAL EM SETEMBRO DE 2017
A produção do pré-sal, é proveniente de 82 poços, foi de 1.351 Mbbl/d de petróleo e 52 MMm³/d de gás natural, totalizando 1.677 Mboe/d. A produção realizada corresponde a 49,8% do total produzido no Brasil.
	A Tabela 3 apresenta a produção de petróleo no pré-sal por campo.
Tabela 3 – Produção por campo do pré-sal
Fonte: ANP/SDP/SIGEP, (SETEMBRO, 2017)
No Gráfico 1 demonstra a evolução da Produção Onshore e Offshore no Pré-sal x “Pós-sal”, na qual podemos verificar um crescimento na produção do pré-sal, de modo que o desenvolvimento das novas tecnologias estão sendo melhor demoninadas.
Gráfico 1 – Produção Onshore e Offshore no Pré-sal x “Pós-sal”
Fonte: ANP/SDP/SIGEP, (SETEMBRO, 2017)
10 TECNOLOGIAS PREMIADAS do pré-sal
Segundo a PETROBRAS Tecnologia Pioneiras, 2015, a empresa foi premiada 3 vezes e o top dez das premiações estão descritas abaixo. 
Primeira Boia de Sustentação de Risers (BSR)
Primeiro riser rígido em caternária composto por tubos com liner, instalados pelo método reel lay (carretel)
Mais profundo riser rígido em configuração “lazy wave” (SLWR)
Mais profundo riser flexível (em lâmina d’água de 2.220 m)
Primeira aplicação de risers flexíveis com sistema integrado de monitoramento dos arames de tração
Recorde de profundidade de lâmina d'água (2.103 m) na perfuração de um poço submarino com a técnica de Pressurized Mud Cap Drilling (PMCD)
Primeiro uso intensivo de em águas ultra profundas, nos completação inteligente poços satélites
Primeira separação de dióxido de carbono (CO) associado ao gás natural em águas ultra profundas (2.220 m) com injeção de CO em reservatórios de produção
Mais profundo poço submarino de injeção de gás com CO (em lâmina d’água de 2.220 m)
Primeiro uso do método alternado de injeção de água e gás em água ultra profunda (2.200 m)
REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICA 
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ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), Boletim-Produção_Setembro-2017. Disponível em:< http://www.anp.gov.br/wwwanp/images/public acoes/boletins-anp/Boletim_Mensal-Producao_Petroleo_Gas_Natural/Boletim-Producao_sete mbro-2017.pdf> Acesso em 10/11/2017
CORRÊA, A. C. DE F. A Extração do petróleo da camada pré-Sal brasileira : desafios e oportunidades. , p. 21–27, 2013 Disponível em: <http://www.presalpetroleo.gov.br/ppsa/conte udo/Comunica%C3%A7 %C3%A3o/Conte%C3%BAdo%20T%C3%A9cnico/advir2013%20 desafios%20e%20oportunidades%20extracao%20pre%20sal.pdf > Acesso em 29/10/2017
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