Recursos Minerais Energéticos: Campos de Marlim e Albacora

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X. Recursos Minerais Energéticos: Petróleo 565
em pacotes com até 250 m de espessura, lateralmente
confinados pela intensa estruturação da área, que define uma
série de blocos com contatos óleo-água individualizados. Trata-
se de reservatórios de boa porosidade (27% a 30%) e elevada
permeabilidade.
Campo de Marlim
O Campo de Marlim foi descoberto em 1985 pelo pioneiro 1-
RJS-219A, perfurado em lâmina d’água de 835 m (Fig. X.30).
Esse poço testou uma anomalia de amplitude sísmica que se
revelaria como um leque arenoso de mar baixo de idade
oligocênica, com cerca de 150 km2 de área e espessura de 73
m, saturado por óleo de 19o API e situado entre as cotas
batimétricas de 500 e 1.100 m. A trapa é eminentemente
estratigráfica no sentido oeste, norte e sul, dada pelo pinch
out dos reservatórios contra os folhelhos que envolvem o depó-
sito arenoso; para leste, a acumulação termina contra uma
falha normal lístrica, interpretada como sendo o duto pelo
qual o petróleo ascendeu a partir da rocha geradora, situada
na Formação Lagoa Feia (Tinoco e Corá, 1991). Como Complexo
de Marlim denomina-se o campo propriamente dito e as
acumulações adjacentes (Marlim Leste e Marlim Sul), em similar
contexto estratigráfico e estrutural, no conjunto alcançando
uma área de 380 km2 e encerrando volume de óleo in place da
ordem de 14 bilhões de barris (Tigre et al. 1990), e é a maior
acumulação petrolífera já encontrada em território brasileiro.
O reservatório Marlim consiste em uma série de lobos
submarinos coalescentes, não-confinados, resultando em vasto
corpo arenoso maciço e relativamente homogêneo, de
granulometria média a fina e porosidade da ordem de 25%,
com espessura média de 47 m, praticamente inconsolidados.
O reservatório do Campo de Marlim abriga petróleo de
densidade entre 17o e 21o API, biodegradado. Nas porções
oeste e noroeste do campo, aparecem depósitos de geometria
alongada que registram as fácies arenosas ligadas a canais
alimentadores dos lobos distais.
As fácies que constituem o reservatório de Marlim são:
arenito fino a médio, maciço; interlaminados síltico-arenoso-
argiloso, bioturbado; e arenitos muito finos com ripples,
interpretados como sendo depósitos originados pela ação de
correntes de contorno em águas profundas que retrabalham
os espessos corpos turbidíticos (Guardado et al. 1989).
A análise composicional dos arenitos de Marlim revelou
uma composição arcosiana, com cerca de 30% de feldspatos,
principalmente potássicos. É baixa a taxa de alteração desses
minerais quando comparados a outros reservatórios terciários
da bacia, o que reduz a presença de caulinita e outros argilo-
minerais que, potencialmente, prejudicam o fluxo durante a
produção. A condição de alta friabilidade desses reservatórios
acarreta baixa recuperação dos testemunhos coletados no
campo, dificultando medições das condições petrofísicas. Ao
mesmo tempo, a natureza friável da rocha favorece a produção
de sólidos juntamente com o petróleo, fazendo-se necessárias
Figura X.30 – Seção sísmica de reflexão no Campo de Marlim, Bacia de
Campos (mod. de Candido e Corá, 1990)
Figure X.30 – Seismic reflexion section of Marlim Field, Campos Basin
(mod. from Candido and Cora, 1990)
Parte IV – Recursos Minerais Industriais e Energéticos566
Figura X.31 – Seção geológica ilustrativa dos diversos reservatórios
saturados de petróleo no Campo de Albacora, Bacia de Campos (mod.
de Candido e Corá, 1990)
medidas especiais de contenção de areia nos poços
produtores.
A reserva de óleo em Marlim é de 1,7 bilhão de barris
(Bruhn et al. 1996); em 2002, o campo alcançou a vazão
média diária da ordem de 500.000 barris, que corresponde a
seu pico de produção planejado.
 Campo de Albacora
Ocorrida em 1984, a descoberta do Campo de Albacora (Fig.
X.31) foi a primeira entre os “super-gigantes” de água profunda
da Bacia de Campos, o que abriu para a exploração vasta
fronteira até então intocada. O poço pioneiro, o 1-RJS-297,
foi perfurado em lâmina d’água de 293 m e constatou uma
seção arenosa constituída por seis corpos turbidíticos
empilhados, com idades entre o albo-cenomaniano e o
mioceno, situados a profundidades entre 2.300 e 3.300 m
abaixo do nível do mar. Os arenitos produtores constatados
pelo pioneiro estendem-se lateralmente, para águas profundas,
a distâncias variáveis para cada nível, sendo que o reservatório
do Mioceno, o mais amplo, avança até a lâmina d’água de
2.000 m.
O campo ocupa uma área de 235 km2, com uma espessura
acumulada das diversas zonas portadoras de óleo da ordem
de 117 m. A porosidade é muito variável, sendo em média de
17% nos arenitos mais antigos e de 30% nos turbiditos do
mioceno. O maior volume de óleo da jazida encontra-se
trapeado em reservatórios de idade oligocênica. Já os
reservatórios do mioceno guardam vasta capa de gás.
A densidade do óleo aumenta no sentido dos reservatórios
mais jovens, sendo de 30o API nos do albo-cenomaniano e de
17o API nos do mioceno (Candido e Corá, 1990). O volume de
óleo in place em Albacora é da ordem de 4,5 bilhões de barris
(Tigre et al. 1990).
O Campo de Albacora ocupa o ápice de um anticlinal
orientado a SW–NE, estruturando a seção do cretáceo superior
e do terciário. O pacote albiano é afetado também por um
sistema de falhas normais N–S, algumas delas delimitando e
compartimentando a acumulação para as areias dessa idade.
Em sua deposição, os corpos turbidíticos de Albacora foram
fortemente condicionados pela tectônica salina; com seu fluxo
para leste, a saída dos evaporitos deixou inúmeras depressões
no substrato, que definiram sítios preferenciais à captação
dos fluxos arenosos.
Os reservatórios oligocênicos de Albacora constituem
sistema de leques turbidíticos de mar baixo, com elementos
canalizados na porção noroeste do campo e lobos nas demais
áreas (Candido, 1991). As fácies reconhecidas para os
reservatórios dessa idade são: arenito fino a médio; arenito
médio a grosso; lamito seixoso; e conglomerado. Diamictitos
e lamitos deformados representam depósitos de talude
associados aos reservatórios arenosos turbidíticos. Depósitos
Figure X.31 – Geological section illustrating several reservoirs saturated
with oil at Albacora Field, Campos Basin (mod. from Candido and Cora,
1990)
X. Recursos Minerais Energéticos: Petróleo 567
de contornitos e de margas hemipelágicas também ocorrem,
sendo as últimas os melhores marcos estratigráficos para
correlação (Souza Cruz et al. 1986).
Para os depósitos de idade albo-cenomaniana,
predominam fácies de arenito maciço com cimento calcífero;
interlaminado arenito-folhelho-calcilutito; e marga bioturbada.
Compreendem um complexo sistema turbidítico em que se
amalgamaram doze corpos arenosos individuais (Bruhn et al.
1998). A cimentação calcífera, que aumenta de intensidade
com a profundidade, propicia a formação de concreções com
geometria lenticular que, associadas às intercalações de
folhelho, representam barreiras de permeabilidade com impacto
sobre os mecanismos de fluxo durante a fase de produção.
Campo de Garoupa
Esta foi a primeira acumulação comercial descoberta na
Bacia de Campos, feito alcançado com a perfuração do
poço 1-RJS-9A, em 1974. Garoupa (Fig. X.32) localiza-se a
cerca de 80 km a SE do Cabo de São Tomé, em cota batimétrica
de 125 m. O campo tem uma área de 16 km2 e produz petróleo
com densidade entre 29o e 32o API de reservatórios carbonáticos
albianos da Formação Macaé, que ocorrem a uma profundidade
em torno de 3.100 m.
Os reservatórios do campo, com uma coluna de óleo de
145 m, têm porosidades de 17% a 22% (Tigre, 1988) e estão
estruturados em anticlinal limitado por falhas normais lístricas
a leste e a oeste; os mergulhos estruturais ao nível dos
reservatórios, nos flancos da feição dômica, são da ordem de
3o a 7o. A componente estratigráfica da acumulação é dada
pelo acunhamento das fácies porosas de calcarenitos e
calcirruditosde alta energia, que gradam lateralmente a
calcilutitos (Baumgarten, 1989). As rochas de granulometria
mais grossa desenvolveram-se em função da evolução de um
alto halocinético local durante o basculamento regional pós-
Aptiano da bacia para leste.
Na zona produtora de Garoupa, quatro fácies principais
são reconhecidas: grainstone poroso, grainstone cimentado,
wackestone/packstone e grainstone bioturbado, cimentado
(Guimarães et al. 1998). Reservatórios efetivos localizam-se
na primeira delas, sendo que as demais representam rochas
submetidas a fenômenos de cimentação freática e de
bioturbação durante episódios de exposição subaérea.
O espaço poroso dos carbonatos Macaé exibe elementos
de macroporosidade e microporosidade; a primeira é
basicamente intergranular, mas também móldica e vugular
por dissolução. Microporosidade é observada na matriz, nos
grãos e no cimento, sendo predominante na zona de transição.
Figura X.32 – Seção geológica esquemática ilustrando a configuração
estrutural-estratigráfica do Campo de Garoupa, Bacia de Campos
Figure X.32 – Schematic geological section illustrating the stratigraphic-
structural configuration of Garoupa Field, Campos Basin
Parte IV – Recursos Minerais Industriais e Energéticos568
Figura X.33 – Seção geológica regional na porção sul da Bacia de
Campos, mostrando o contexto estrutural e estratigráfico do Campo
de Badejo (mod. de Tigre, 1988)
O reservatório em Garoupa inclui espessa zona de transição
óleo-água, correspondente a um terço da coluna total de
hidrocarbonetos do campo. O contato óleo-água encontra-se
ligeiramente inclinado para nordeste, como conseqüência da
interação entre fenômenos diagenéticos e a migração do
petróleo de leste para oeste dentro do campo.
As reservas de óleo e de gás associado no reservatório
Macaé de Garoupa são de 58 milhões de barris e 1,6 bilhão de
m3 (Baumgarten et al. 1982).
Campo de Badejo
Descoberto em 1975 pelo pioneiro 1-RJS-13, o Campo de Badejo
(Fig. X.33) situa-se na culminância estrutural de um
proeminente horst ao nível do embasamento, o Alto de Badejo,
que se desenvolve em uma direção SW–NE a cerca de 70 km
da costa, em área de lâmina d’água próxima aos 100 m. Esta
jazida caracteriza-se pela produção de petróleo de 27o API a
partir de coquinas da Formação Lagoa Feia e de 33o API em
basaltos fraturados da Formação Cabiúnas. Os volumes de
óleo in situ em cada um desses horizontes estratigráficos são
de, respectivamente, 76 e 35 milhões de barris (Baumgarten
et al. 1986).
As coquinas exibem um padrão de porosidade bastante
heterogêneo, com valores da ordem de 10% a 15%; a
porosidade é basicamente móldica e vugular, por dissolução
secundária das carapaças. Recristalização por fenômenos
diagenéticos produziu cimentação por calcita e sílica,
comprometendo as qualidades permo-porosas dessas rochas.
As coquinas ocorrem em vários horizontes, com espessuras
de até 150 m, intercaladas a arenitos líticos e folhelhos. Elas
são constituídas basicamente por carapaças de pelecípodes,
bastante retrabalhadas, com matriz terrígena. Aparecem níveis
de oóides talco-estivensíticos, margas com leitos de ostracodes
e arenitos bioturbados.
O basalto, reservatório não-convencional produtor em
Badejo por meio de fraturas, é de características tholeiíticas
e exibe abundantes vesículas preenchidas por zeolitas, local-
mente tendo textura brechóide. A remoção das zeolitas por
dissolução secundária, favorecida pela presença das fraturas,
gerou porosidade vugular adicional a essa seção. As fraturas
são localmente preenchidas por calcita; o maior óbice no que
concerne à produção a partir destas rochas é o caráter descon-
tínuo das redes de fraturas, cuja ocorrência é de difícil predição.
A idade radiométrica dos basaltos Cabiúnas, obtida por
meio do método K-Ar, está na faixa 120–130 Ma (Pimentel e
Gomes, 1982). Estudos dessa unidade identificaram ciclos que
incluem um pacote basal de lava diferenciada durante sua
consolidação; uma seção brechóide, indicativa de atividade
piroclástica ou fragmentação da lava sotoposta; um pacote
tufáceo muito alterado; e, culminando cada ciclo, aparecem
arenitos argilosos inter-traps.
Figure X.33 – Regional geological section of the southern portion of
Campos Basin showing the structural and stratigraphic framework of
Badejo Field (mod. from Tigre, 1988)
X. Recursos Minerais Energéticos: Petróleo 569
Figura X.34 – Mapa da Bacia de Santos, com os campos de petróleo
já descobertos
Bacia de Santos
A Bacia de Santos (Fig. X.34) tem orientação geral SW–NE e
geometria côncava, abrangendo cerca de 200.000 km2 do
sudeste brasileiro. A norte é limitada pelo Arco de Cabo Frio e
a sul pela Plataforma de Florianópolis, ambas sendo feições
que se posicionam na terminação de lineamentos oceânicos
expressivos (Cainelli e Mohriak, 1998). No sentido oeste, a
Bacia de Santos é limitada pela Serra do Mar, uma feição
fisiográfica que confina a bacia marginal ao domínio oceânico.
A espessura total máxima do pacote neocomiano a recente
que a preenche é estimada em cerca de 11.000 m.
Os primeiros levantamentos geofísicos na bacia datam de
1968 e em 1970 foi perfurado o primeiro poço. Até hoje foram
descobertos 6 campos na Bacia, dos quais cinco em reservatórios
carbonáticos albianos e um em rochas siliciclásticas do
neocretáceo.
Sistema Petrolífero Itajaí Açu–Guarujá
As rochas pelíticas (folhelhos calcíferos e margas) da Formação
Itajaí Açu, de idade cenomaniana-turoniana, são os geradores
do petróleo para esse sistema petrolífero (Fig. X.35). Tais
rochas contêm querogênio do tipo II e teor de carbono orgânico
de até 5%, ocorrendo com espessura máxima de 150 m. A
migração foi por superfícies de discordância. Os reservatórios
são calcarenitos porosos albianos da Formação Guarujá,
estruturados em amplos anticlinais associados à halocinese.
Exemplificam essa condição os campos de Caravela, Estrela
do Mar, Tubarão e Coral, na porção sul da bacia.
Esse sistema gerador também alimentou rochas
siliciclásticas neocretácicas; tal é o caso no Campo de Merluza,
onde turbiditos santonianos e arenitos maastrichtianos de
plataforma foram saturados por gás, tendo a migração a partir
das rochas geradoras ocorrido por falhas lístricas.
Campo de Caravela
O Campo de Caravela situa-se na porção sul da Bacia de
Santos, em lâmina d’água de 195 m. A acumulação, descoberta
pelo pioneiro 1-BSS-64, ocorre em ampla feição dômica com
eixo N–S, de origem halocinética, cortada por falhamentos
também nessa orientação, estruturando a seção de carbonatos
albianos da Formação Guarujá que constituem os reservatórios
Figure X.34 – Map of Santos Basin indicating the elements of oil
system acting on the area
Parte IV – Recursos Minerais Industriais e Energéticos570
Figura X.35 – Carta estratigráfica da Bacia de Santos, com indicação
dos elementos do sistema petrolífero atuante na área (mod. de Milani
e Thomaz Filho, 2000)
Figure X.35 – Stratigraphic map of Santos Basin indicating the elements
of oil system acting on the area (mod. from Milani and Thomaz Filho,
2000)
do campo. O óleo, com densidades entre 38o e 45o API, satura
grainstones oolíticos e oncolíticos situados a 4.900 m, as
maiores profundidades de que se obtém produção petrolífera
hoje em dia no Brasil. Ao tempo da descoberta, a reserva de
óleo e condensado no Campo de Caravela foi estimada em
109 milhões de barris, e a de gás natural em 2,5 bilhões de m3
(Moraes et al. 1994).
O gás associado a essa jazida inclui 38 ppm de H2S,
impondo a aplicação de normas ligadas à segurança
operacional, pois existe potencial para severa corrosão de
equipamentos e eventuais vazamentos associados, com os
conseqüentes riscos à vida humana no ambiente de trabalho.
Os reservatórios eo-mesoalbianos em Caravela,
correspondentes à Formação Guarujá Inferior, caracterizam-
se por importante compartimentalizaçãovertical (Fig. X.36),
associada a uma boa continuidade lateral, o que condiciona
complexos arranjos de fluidos que influem notavelmente nos
mecanismos de fluxo e, conseqüentemente, no gerenciamento
da produção. As rochas-reservatório são calcarenitos oolíticos
de barras de plataforma intercalados a calcarenitos peloidais
depositados em ambiente de menor energia. As porosidades
chegam a 24%, e as permeabilidades são da ordem de até
alguns Darcies, valores anômalos para a grande profundidade
em questão.
Campo de Merluza
Descoberto pelo pioneiro 1-SPS-11, em 1979, o Campo de
Merluza (Fig. X.37) materializa a singular história de sucesso
da campanha exploratória executada por companhias
contratantes com cláusula de risco, condição vigente no País
entre o final dos anos 70 e meados dos 80. O contrato em
questão foi operado pelo consórcio Pecten–Marathon–Shell; a
descoberta deu-se a 140 km da costa do Estado de São Paulo,
em área com lâmina d’água entre 120 e 140 m. A estrutura
perfurada tem forma dômica alongada a N–S, área de 29 km2
e relevo de 160 m, tendo gênese relacionada à intensa
halocinese que caracterizou a evolução da Bacia de Santos.
As reservas de Merluza somam 7 bilhões de m3 de gás e cerca
de 10 milhões de barris de condensado (Jinno e Lamas, 1990).
A acumulação ocorre em dois níveis estratigráficos
distintos: em arenitos de plataforma marinha rasa da porção
basal da Formação Juréia, de idade maastrichtiana, e em
arenitos turbidíticos santonianos da Formação Itajaí Açu –
Membro Ilhabela (Rodrigues et al. 1991).
Os arenitos turbidíticos de Merluza são maciços, com
gradação normal e exibem espessas franjas diagenéticas de
clorita; são caracterizados por porosidade dominantemente
intergranular primária, da ordem de 20%. Já os arenitos Juréia,
posicionados acima dos turbiditos e deles separados por uma
seção pelítica com cerca de 200 m de espessura, representam
depósitos de ilha de barreira e exibem cimentação quartzo-
feldspática, que resulta em porosidades entre 13% e 15%.
A presença de um aqüífero ativo ao longo do flanco oeste da
estrutura contribui para o mecanismo de produção do campo.
Bacia do Paraná
A Bacia do Paraná (Fig. X.38) situa-se no centro e sul do
Brasil, onde cobre mais de 1.000.000 de km2, estendendo-se
aos vizinhos Paraguai, Uruguai e Argentina, onde ocupa outros
400.000 km2. A sinéclise exibe formato oval, com eixo maior
orientado a NNE–SSW, sendo que dois terços de sua área são
X. Recursos Minerais Energéticos: Petróleo 571
Figura X.36 – Seção geológica de detalhe do Campo de Caravela,
Bacia de Santos, ilustrando a distribuição de fácies reservatório nos
carbonatos albianos da Formação Guarujá
Figura X.37 – Seção de correlação estratigráfica baseada em poços
no Campo de Merluza, Bacia de Santos, mostrando a distribuição de
arenitos saturados de gás (mod. de Jinno e Lamas, 1990)
Figure X.36 – Geological section of detail of Caravela Field, Santos
Basin, illustrating the distribution of facies reservoirs in the Albian
carbonates of the Guarujá formation
Figure X.37 – Section of stratigraphic correlation based on wells at
Merluza Field, Santos Basin, showing the distribution of gas-saturated
sandstones (mod. from Jinno and Lamas, 1990)
Parte IV – Recursos Minerais Industriais e Energéticos572
Figura X.38 – Mapa ilustrativo da faixa de ocorrência da Formação Irati em superfície,
no flanco leste–sul da Bacia do Paraná
Figure X.38 – Map illustrating the occurring strip of Irati Formation on surface, at
southeastern portion of Paraná Basin
Figura X.39 – Carta estratigráfica da Bacia do Paraná (mod. de Milani
e Thomaz Filho, 2000), com referência ao posicionamento do folhelho
betuminoso da Formação Irati
Figure X.39 – Stratigraphic map of Paraná Basin (mod. From Milani and
Thomaz Filho, 2000), with reference to the positioning of bituminous
shale of Irati Formation
cobertos pelas lavas mesozóicas da Formação Serra Geral.
As rochas sedimentares que a preenchem aparecem ao longo
de um cinturão de afloramentos com mais de 5.500 km de
extensão, moldado pelos processos erosivos meso-cenozóicos
do continente. O registro sedimentar-magmático desta ampla
bacia alcança cerca de 7.000 m de espessura máxima.
A origem e o desenvolvimento da Bacia do Paraná no
interior continental do Gondwana, a partir do neo-ordoviciano,
teve estreito relacionamento com a evolução dos Gondwanides,
importante cinturão de deformação compressiva ativo durante
todo o fanerozóico ao longo da margem sudoeste do continente
(Milani e Ramos, 1998). As orogenias lá ocorridas parecem ter
propagado esforços compressivos seletivamente ao interior
do continente, e com isso contribuído na criação de espaço
deposicional na Bacia do Paraná (Milani, 1997), bem como na
história de deformação da bacia, por meio da reativação de
zonas de fraqueza preexistentes do substrato pré-cambriano.
Seis superseqüências são identificadas na Bacia do Paraná
(Milani, 1997): Rio Ivaí, Paraná, Gondwana I, II, III e Bauru.
As três primeiras correspondem a grandes ciclos transgressivo-
regressivos paleozóicos, enquanto as demais constituem-se
de rochas sedimentares de natureza continental e ígneas
associadas.
Com particular interesse ao tema aqui abordado aparece
a Superseqüência Gondwana I (Fig. X.39), que constitui o
pacote sedimentar mais volumoso da Bacia do Paraná, com
espessura total da ordem de 2.500 metros. Trata-se de seção
sedimentologicamente complexa e heterogênea, onde estão
registradas desde as condições glaciais vigentes durante o
neocarbonífero até o seco e árido interior continental do
triássico. Em sua porção média, a Superseqüência Gondwana
I inclui os folhelhos betuminosos da Formação Irati, rochas
que se incluem entre as organicamente mais ricas do Planeta;
em função de seu elevado teor de carbono orgânico, a
Formação Irati propicia o aproveitamento industrial de seus
X. Recursos Minerais Energéticos: Petróleo 573
Permiano da Bacia Paraná (Fig. X.36), que ocorre nos estados
de São Paulo, Paraná, Santa Catarina, Rio Grande do Sul,
Mato Grosso do Sul e Goiás. A PETROBRAS concentrou suas
operações na jazida de São Mateus do Sul, onde o minério é
encontrado em duas camadas: a superior, com 6,4 metros de
espessura e teor de óleo de 6,4%, e a inferior, com 3,2 metros
de espessura e teor de óleo de 9,1% (Fig. X.40).
Em 1972, entrou em operação a Usina Protótipo do Irati,
comprovando operacionalmente a viabilidade técnica do
processo Petrosix. A consolidação dessa tecnologia se
completaria em dezembro de 1991, quando entrou em operação
o módulo industrial da usina paranaense. Hoje, a Superinten-
dência de Industrialização do Xisto minera e processa diari-
amente 7.800 toneladas de rocha cujo tratamento recupera
3.870 barris de óleo, 120 toneladas de gás combustível, 45
toneladas de gás liquefeito e 75 toneladas de enxofre.
A principal característica da tecnologia desenvolvida pela
PETROBRAS é a simplicidade operacional. Depois de minerado
a céu aberto, o folhelho betuminoso vai para um britador,
que o reduz a fragmentos com tamanhos entre 6 e 70 mm.
Esse material britado é então levado a uma retorta, onde é
submetido a um processo de pirólise a 500 graus centígrados,
sendo então a matéria orgânica – ou querogênio – convertida
em óleo e gás. Terminado o processo de extração do óleo e
gás da rocha, o “xisto retortado” é devolvido à área minerada,
que é então recuperada sob o ponto de vista ambiental.
Segundo as premissas operacionais do processo Petrosix, de
cada quilômetro quadrado da Formação Irati podem ser obtidos
7,3 milhões de barris de petróleo (Padula, 1968).
folhelhos para a extração de petróleo e gás, como descrito a
seguir.
Industrialização do Folhelho Betuminoso Irati:
tecnologia não-convencional para produção
de petróleo
No Brasil, o interesse pela potencialidade de utilização do
folhelho betuminoso, ou “xisto”, comofonte alternativa para
produção de petróleo, é antigo. A primeira extração de petróleo
a partir de folhelho organicamente rico aconteceu em 1884,
na Bahia. Em 1935, em São Mateus do Sul – PR, uma usina
rudimentar chegou a produzir em torno de 300 litros de óleo
por dia a partir do folhelho da Formação Irati.
Em 1949, o Governo Federal decide investigar cienti-
ficamente as potencialidades do xisto e a viabilidade econômica
de sua industrialização. Um ano mais tarde, é criada a
Comissão de Industrialização do Xisto Betuminoso, para
estudar a construção de uma usina na cidade de Tremembé,
Bacia de Taubaté, São Paulo, com capacidade para produzir
10 mil barris diários. Com a criação da PETROBRAS em 1953,
o acervo desta Comissão é por ela incorporado e, em 1957-
58, foi desenvolvido um novo processo de tratamento do
folhelho betuminoso, o Petrosix, reconhecido mundialmente
como o mais avançado no aproveitamento industrial de
folhelhos betuminosos.
A maior parte do folhelho betuminoso existente em
território nacional, com as características mais adequadas ao
aproveitamento industrial, está incluída na Formação Irati,
Figura X.40 – Detalhe estratigráfico do Grupo Passa Dois na área da
Superintendência de Industrialização do Xisto, em São Mateus do
Sul – PR, com destaque para as camadas de folhelho betuminoso da
Formação Irati
Figure X.40 – Stratigraphic detail of Passa Dois Group, in the area of
Superintendence of Xisto Industrialization, in São Mateus do Sul – PR,
showing the layers of bituminous shale of Irati Formation
Parte IV – Recursos Minerais Industriais e Energéticos574
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Parte IV – Recursos Minerais Industriais e Energéticos576
Edison José Milani. Geólogo (UFRGS/
1977), Mestre (UFOP/1985), Doutor
(UFRGS/1997). Na PETROBRAS desde
1978, trabalhando inicialmente como
geólogo de poço nas bacias do
Recôncavo, Campos e Santos, poste-
riormente, no Centro de Pesquisas da
PETROBRAS, participou de uma série
de projetosde estudo das bacias do
Norte e Nordeste. Chefiou o grupo de exploração da Bacia do
Paraná, em Curitiba e, atualmente na Sede da Empresa,
gerencia um grupo de técnicos dedicados ao desenvolvimento
de novas tecnologias aplicadas à Exploração.
E-mail: ejmilani@petrobras.com.br
Laury Medeiros de Araújo. Geológo
(UNISINOS/1978), Doutor (UFRGS/
2001). Na PETROBRAS, desde 1979,
atuou na área de acompanhamento
geológico de poços e avaliação de perfis
e testes de formação na Bacia de
Campos, desenvolvendo estudos
pioneiros na área da hidroquímica
aplicada à exploração. Exerceu atividades de interpretação
exploratória na Bacia do Paraná e, atualmente, trabalha no
grupo de modelagem de sistemas petrolíferos na PETROBRAS,
no Rio de Janeiro.
E-mail: laury@petrobras.com.br
teste cprm
Nota Bibliográfica dos Autores