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01 novembro 2013

Cobalt International Energy anuncia descoberta de petróleo e gás natural em Angola

A norte-americana Cobalt International Energy anunciou, no início desta semana, a descoberta de petróleo e gás natural no pré-sal angolano. A descoberta deu-se em dois dos poços exploratórios profundos nos Bloco 20 e 21 do offshore angolano, Lontra e Mavinga. Em comunicado, a empresa afirma que serão, agora, necessários novos estudos para aferir o potencial de ambos os poços.

A Cobalt International Energy detém importantes posições na exploração e prospecção de hidrocarbonetos no oeste africano (imagem adaptada de: cobaltintl.com)

06 outubro 2013

Cavernas de Gás Natural em Portugal sem Risco Sísmico

Geólogo garante ao Expresso que o armazenamento de gás natural nas quatro cavernas em Pombal não poderá provocar sismos, tal como está a acontecer na costa de Valência. 

 
Armazenamento subterrâneo de gás natural em Carriço, concelho de Pombal

Em Portugal existem quatro cavernas onde é armazenado gás natural mas, ao contrário do projeto espanhol em Valência, que terá provocado mais de 20 sismos nas últimas 24 horas, por cá não há esse risco, garantiu ao Expresso o presidente da Associação Portuguesa de Geólogos.

25 junho 2013

Como a Galp Energia está a extrair petróleo do fundo do mar?

   A FPSO Cidade de Paraty é o segundo centro flutuante de produção de petróleo e gás natural da Galp Energia. Com capacidade para processar, diariamente, até 120 mil barris de petróleo e 5 milhões de m3 de gás natural. A FPSO está ancorada a uma profundidade de 2120 metros, a cerca de 300 km do Rio de Janeiro, e será interligada a oito poços produtores e seis injectores.



   Em 2017, a Galp terá 12 centros flutuantes semelhantes a este. Descubra como funcionam:

Clique aqui para aumentar


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Adaptado de:
http://www.dinheirovivo.pt/Graficos/Detalhe/CIECO187799.html
http://www.galpenergia.com/PT/investidor/Noticias/Paginas/In%C3%ADciodaproducaocomercialdaareadeLulaNordestenopresaldabaciadeSantos.aspx

20 junho 2013

29 maio 2013

Marcas Eternas: "Cratera de Darvaz, Derweze, Turcomenistão"

 
 
   A Cratera de Darvaz ou “Porta para o Inferno” é um campo de gás natural localizado em Derweze, 260 km a Norte de Ashgabat, na província de Ahal, Turcomenistão.  A aldeia de Derweze está localizada  no meio do deserto de Karakum, que ocupa mais de 70% da área do país e é rico em petróleo, enxofre e gás natural.


   Com cerca de 70 metros de diâmetro, esta cratera é conhecida pela sua chama, que queima continuamente devido aos depósitos de gás natural, e por um forte odor a enxofre. Esta é uma das maiores reservas de gás do mundo.


   O local foi identificado em 1971 por cientistas da antiga União Soviética, que montaram um acampamento com uma plataforma de perfuração para avaliar as reservas de gás e petróleo disponíveis. Durante as escavações, os soviéticos descobriram uma profunda caverna subterrânea, contendo gás tóxico. Quando o chão sob a plataforma de perfuração acabou por ceder, os equipamentos foram "engolidos" por uma enorme cratera que se abriu, emitindo grandes quantidades de gás metano para atmosfera e causando graves problemas ambientais.

   Temendo a libertação de mais gases tóxicos, os cientistas decidiram queimá-los. As expectativas eram que o gás iria queimar por alguns dias, no entanto, décadas depois, este ainda continua queimando, não existindo previsão de quando as labaredas vão cessar, uma vez que não se conhece a quantidade de gás que ainda existe.

 
   Naquela época, consideraram mais seguro queimar o gás do que extraí-lo do subsolo, uma vez que exigiria processos caros e que não poderia ser utilizado posteriormente. Em termos ambientais, a solução mais coerente foi queima-los, uma vez que lançado na atmosfera também seria um perigoso gás de efeito estufa.

 
   Em Abril de 2010, o presidente do Turcomenistão, Gurbanguly Berdimuhamedow, visitou o local, ordenando que fosse encerrado ou que fossem tomadas medidas de modo a limitar a sua influência sobre o desenvolvimento de outros campos de gás natural na área. O país planeava aumentar a sua produção de gás natural, aumentando a exportação para a China, Índia, Irão, Rússia e Europa Ocidental.

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Adaptado de:

10 março 2013

Galp investe na exploração e produção de petróleo

A Galp irá investir 7,8 mil milhões de euros na exploração e produção de petróleo e gás natural de 2013 a 2017, ultrapassando sempre os mil milhões de euros por ano. A empresa comprometeu-se, assim, a perfurar entre sete a dez novos poços todos os anos junto a quase uma centena de analista, numa reunião no passado dia 5 de Março, em Londres. Os principais mercados desta aposta serão o Brasil, Angola e Moçambique, a par da Namíbia e Marrocos, os mais recentes países a integrarem a carteira de activos da Galp na área da exploração e produção de petróleo.

08 março 2013

A Conquista do Pré-Sal


"O pré-sal é hoje uma realidade"

   Actualmente, a Petrobras situa-se numa posição estratégica frente à produção mundial de energia. Desde o inicio da extracção, em 2008, a produção ultrapassou 100 milhões de barris de petróleo, com mais de 200 mil barris diários, nas bacias de Santos e de Campos, estimando alcançar 1 milhão de barris por dia em 2017.



   A Petrobras é pioneira e líder na exploração em águas ultraprofundas. Para descobrir as actuais reservas e operar com eficiência nestas condições foi necessário desenvolver imensa pesquisa e tecnologia própria, actuando em parceria com universidades e centros de investigação.


O que é o Pré-Sal?

   O termo pré-sal, tal como o nome indica, refere-se a um reservatório localizado abaixo de uma extensa camada de sal, que chega a atingir 2 mil metros de espessura. A profundidade deste reservatório pode atingir os 7 mil metros de profundidade, encontrando-se a 300 km da costa de grande parte do litoral brasileiro, em águas ultraprofundas, com cerca de 2 mil metros de coluna de água.

   As maiores descobertas foram no Brasil, pela Petrobras, na camada pré-sal localizada entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, onde se encontram grandes volumes de óleo leve. Por exemplo, na Bacia de Santos o óleo identificado tem uma densidade de 28,5º API, baixa acidez e baixo teor de enxofre, características que conferem alta qualidade e elevado valor comercial.



Volume Recuperável

   Os números são bastante consideráveis, o volume de petróleo e gás no pré-sal no Campo de Lula, Campo de Sapinhoa e Cessão Onerosa equivale a todo o volume produzido pela Petrobras, desde a sua fundação até 2011.

   Os valores declarados até Setembro de 2012 são de 6,5 bilhões de barris no Campo de Lula, 1,8 bilhões de barris no Campo de Cernambi e 2,1 bilhões de barris no Poço de Sapinhoá.


Investimentos

   Actualmente, as estimativas do potencial do pré-sal  são superiores aquando a primeira descoberta. A excelência exigida, desde a concepção e gestão de projectos ao fornecimento de bens e serviços, com ênfase especial na habilitação de pessoal,  requer grandes investimentos, que rondam o total de US$ 93 mil milhões, cerca de 72 mil milhões de euros.



   O aumento da exploração, dada as crescentes necessidades energéticas mundiais, exige procurar novas soluções, enfrentar novos desafios, desenvolver uma nova geração de tecnologias. Na Petrobras, existem projectos que garantem a expansão dos limites exploratórios, por exemplo, identificando produtos que aumentam a resistência à corrosão dos equipamentos usados no pré-sal. Também a optimização de resultados é tema de investigação,  testando o fluido injectado no poço para facilitar a extracção de óleo.




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Retirado de:
http://www.petrobras.com.br/minisite/presal/pt/perguntas-respostas/
http://www.youtube.com/watch?v=gp-zoYRxvvY&feature=relmfu

10 dezembro 2011

Troll Alfa – A maior plataforma do mundo

  
   A plataforma Troll A é a maior e mais pesada construção feita pelo homem, e a maior construção já movimentada de um ponto a outro do planeta. Este, é um dos maiores e mais complexos projectos da engenharia moderna.

No ano 1996,  a plataforma Troll A foi listada no Livro dos Recordes (The Guinness World Record) como a maior plataforma offshore existente.
   
  A Troll A é do tipo Condeep, ou seja, uma estrutura de betão submersível para águas profundas. Este tipo de projecto foi escolhido devido às duras condições climáticas do Mar da Noruega, como gelo, ventos fortes e gelados, e ondas monstruosas.
   A sua construção e instalação, demandou custos de 16 biliões de dólares. Elaborado nos anos 90, é até então o maior projecto da industria do petróleo.


Dimensões:
  • Quantidade de aço utilizado: equivalente a 14 Torres Eiffel (100 mil toneladas de aço e 245 mil metros cúbicos de betão);
  • Profundidade: 303 metros, encontrando-se enterrada 35 metros no fundo, apenas através de seu próprio peso;
  • Altura: 472 metros;
  • Peso: 656 mil toneladas;
  • Tempo de deslocação do convés principal até sua base: 9 minutos de elevador;
  • Espessura das paredes: 1 metro de betão;


  O local onde se localiza a maior plataforma do mundo denomina-se pelo mesmo nome, o campo de Troll. Este é um dos enormes campos de gás e óleo que enriquecem a Noruega, localizado há 62 milhas náuticas, a Noroeste da cidade de Bergen, e a 31 milhas náuticas, a Oeste da Ilha de Fedje.

Campo de Troll
  Este campo é operado por um consorcio de mega empresas de petróleo, em que quase 60% pertence ao povo Norueguês. O óleo e o gás do campo são extraídos e processados por três plataformas, que são:
  • Troll A - do tipo Condeep;
Troll A
  • Troll B  (Bravo) - do tipo Semi-submersível em betão;
Troll B
  • Troll C (Charlie) - do tipo Semi-submersível em aço;
Troll C

Construção
   A Troll A é uma das ultimas plataformas tipo Condeep, tendo sido desenvolvida na década de 70, no Mar do Norte e Noruega.

Construção da Troll A

   Durante a sua construção, 2000 mil operários trabalharam dia e noite, durante 4 anos, no interior de um Fjord. Usaram um dique seco para betonagem da base, e no interior de um outro profundo Fjord ergeram as suas pernas. Por isso, foi rebocada para o interior do Fjord Vat, onde foram utilizadas técnicas revolucionárias de modo a entrega-la o mais rapidamente e com maior segurança possível. Esta procupação deve-se a alguns anos antes ter ocorrido um grande acidente na construção de outra plataforma tipo Condeep, parecida com a Troll A, a Sleipner. Esta entrou em colapso estrutural, desmoronando quando foi submergida para anexação dos módulos, o que representou um grande prejuízo.


Base das colunas em betão
   Antes de entrar em operação no Campo de Troll, em 1995, foi necessário a montagem dos módulos sobre as colunas de betão, onde usaram 245 mil metros cúbicos de betão armado e 100 mil toneladas de aço.
   Para a realização da betonagem, foi usado um sistema deslizante, accionado por macacos hidráulicos, o que resulta numa estrutura sem emendas, que poderiam causar graves infiltrações no mar.
  Esta operação complicada e de alto risco, demandou um grande esforço da equipa envolvida. Foi necessário submergir as colunas com  472 metros de altura, até que a base fica-se fime dezenas de metros no leito de um Fjord que possuía condições únicas para tal, garantido uma boa estabilidade. Porem, foi uma manobra que colocou toda a estrutura em grave risco.
Interior de uma das perna da Troll A
   Quando suas colunas foram totalmente submersas, a estrutura atingiu 1,2 milhão de toneladas. Uma vez completamente submersa, foi possível “encaixar” de uma vez só todos os módulos da plataforma sobre as colunas. Estes módulos consistem nas acomodações, oficinas, plantas de separação e compressão de gás, geração de energia, áreas de carga, plataforma de perfuração, tudo num único grande bloco. O bloco foi montado usando grandes barcaças, que deslizaram entre as pernas, e que quando submersas encaixaram o módulo sobre as quatro grandes pernas.


Reboque
   A maior operação de reboque oceânico de sempre foi montada para mover a Troll A, em cerca de 200 km, desde do interior do Fjord Vat até águas de mar aberto.


   Os maiores e mais potentes AHTS da época, em actividade, foram contratados para esta grandiosa tarefa. Dez ATHS, gerando mais de 180 mil cavalos, foram utilizados neste reboque. Este foi um grande sucesso da industria marítima, pois a Troll A em lastro atingia quase 1.200.000 toneladas de arqueação bruta, sendo assim o objecto maior e mais pesado já rebocado de toda a história.

Reboque da Troll A

   Segundo fontes, o projecto Troll está para Noruega assim como foi para NASA, enviar o homem à lua. Este projecto demandou 10 anos de trabalho, para desenvolvimento do campo, e instalação de gasodutos e oleodutos, que atingem quase 500 km de extensão no mar.




   A plataforma Troll A recebeu melhorias no ano de 2006, com a instalação de novos módulos de compressão e geração de energia e incremento nas acomodações, passando ainda naquela década para o controle da Statoil (antes era a Shell Noruega).
   Hoje em dia, o campo de Troll é um dos maiores responsáveis por suprir, não apenas a Noruega,  mas uma boa parte da Europa continental com gás natural. 
  


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Adaptado de:

18 outubro 2011

Repsol com luz verde para explorar petróleo e gás natural no mar algarvio




O Governo vai finalmente assinar o contracto de pesquisa e exploração petrolífera com a Repsol e com a RWE para extracção de petróleo e gás natural na costa algarvia. O ex-ministro da Economia, Manuel Pinho, manteve este projeto na "gaveta" desde 2007.
Especialistas em geologia como o presidente da Partex, Costa Silva, admitem que o potencial das reservas de gás natural da costa algarvia deve assegurar as necessidades de consumo do mercado português por mais de 10 anos.

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The Portuguese Government will sign a contract for oil and natural gas  prospecting in the Algarve coast with Repsol and RWE. 

Experts in geology, as the President of Partex, Costa Silva, admit that the potential of the natural gas reserves offshore may ensure the consumption needs of the Portuguese market for over 10 years.
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23 fevereiro 2011

Alcobaça permite análises para prospecção de petróleo e gás na região


A câmara de Alcobaça autorizou a realização de análises para prospecção de petróleo e gás em Alcobaça mas estipulou uma área de 500 metros de protecção ao Mosteiro, monumento que não sofrerá danos, disse hoje fonte da empresa prospectora.

As análises sísmicas "vão arrancar em Março e não deverão prolongar-se por mais de dois ou três dias" disse à agência Lusa, o presidente da câmara de Alcobaça, Paulo Inácio, que na segunda-feira aprovou por unanimidade a realização dos testes na cidade.

A decisão do executivo foi tomada na sequência de uma reunião com o Governo Civil de Leiria e responsáveis pela Mohave, empresa norte-americana que estuda a existência de petróleo e gás natural na região de Alcobaça e Torres Vedras, onde foram já realizadas análises ao solo.

"A autorização é condicionada ao parecer favorável do IGESPAR (Instituto de Gestão do Património Arquitectónico e Arqueológico) e estipula um raio de protecção de 500 metros ao Mosteiro de Alcobaça", sublinhou o autarca.

"O que vamos fazer é uma 'ecografia' ao subsolo para identificar a existência de petróleo ou gás natural" disse à Lusa o geólogo da empresa, Rui Vieira, afastando a hipótese de quaisquer "danos estruturais no Mosteiro".

As análises, explica o geólogo, assentam na distribuição no terreno de pontos de emissão e recessão de vibrações analisadas por computador.

Na prática, cerca de 40 a 50 camiões de diferentes tonelagens serão colocados em distintos pontos da cidade, provocando uma vibração que é transmitida a um computador que, por sua vez, "lê as vibrações emitidas pelo subsolo".

As vibrações "são inferiores às provocadas por um camião de 40 toneladas a passar em frente ao Mosteiro, o que aconteceu durante muitos anos sem qualquer problema" sustenta Rui Vieira.
A empresa já realizou o mesmo tipo de análises em Mafra e Torres Vedras, e na zona de Alcobaça analisará uma área de 160 quilómetros quadrados.

O administrador da empresa, Arlindo Alves, ressalva que as pesquisas "estão ainda num estádio muito inicial" e só o resultado indicará se haverá locais favoráveis a implantação de um furo para verificar se existe de facto petróleo ou gás.

"Se existir, teremos depois que estudar o tamanho da jazida para avaliar se há condições de rentabilidade para a exploração" disse o responsável pela empresa.

De acordo com Arlindo Alves "é ainda muito cedo para ter uma noção dos volumes", adiantando que é previsto que a empresa invista "cerca de 70 milhões de dólares" nas pesquisas.
Caso se venha a confirmar a existência de petróleo, o projecto de exploração só poderá iniciar-se dentro de uma ano e meio a dois.
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14 fevereiro 2011

Gás offshore do Algarve pode sustentar Portugal entre 12 a 15 anos


António Costa Silva, presidente executivo da Partex Oil & Gas, acredita que o offshore do Algarve é rico em gás natural e que os dois blocos que foram descobertos na zona podem assegurar as necessidades do país "entre 12 a 15 anos". Sendo 20 vezes maiores do que as reservas em espanholas, a sua exploração reduziria a factura energética de Portugal em mais de 1000 milhões de euros por ano.

O offshore algarvio tem gás natural, no entanto, inexplicavelmente, a prospecção nesta zona continua bloqueada. Há oito anos, o Governo lançou um concurso para a concessão de dois blocos na costa algarvia, a sudoeste do Cabo de S. Vicente. Os espanhóis da Repsol ganharam o concurso, mas continuam a aguardar que lhes assinem o contrato para que possam começar a operar.


Existem rochas geradoras de hidrocarbonetos, armadilhas estruturais, rochas reservatório, há migração dos fluidos e já foram perfurados cinco poços no passado. Valeria a pena perfurar no deep offshore (águas profundas) e desenvolver o projecto, porque os riscos associados são “pequenos e os benefícios para o Algarve e país seriam enormes” defende o administrador da Partex.

Há possibilidade de haver no Algarve uma quantidade de gás da ordem dos 1900 milhões de pés cúbicos, o que dará para assegurar todo o consumo do gás do país durante 15 anos. 

Recorde-se que a exploração de hidrocarbonetos na costa algarvia, um assunto falado há mais de 15 anos, teve em 2007 desenvolvimentos, quando o Governo firmou em Janeiro desse ano três contratos com um consórcio composto pela empresa australiana Hardman Resources e pelas empresas portuguesas Partex e Galp, concessionando a pesquisa e exploração de hidrocarbonetos ao largo da Costa Vicentina. Já a concessão ao largo da ria Formosa, a que concorreu um consórcio liderado pela empresa espanhola Repsol, também deveria ter sido assinado naquele ano, alegadamente sem concurso público.

O assunto foi levado ao Parlamento pelo líder regional do PSD, Mendes Bota, que afirma não existirem garantias de que a região seja indemnizada, em caso de um acidente ou desastre ambiental. “Há apenas um seguro que retira uma pequena percentagem do orçamento anual das companhias petrolíferas, mas que de maneira nenhuma cobre os prejuízos em caso de catástrofes”, referiu na altura o deputado social-democrata, para quem a região vai ficar numa posição de alto risco e ainda mais vulnerável a acidentes ecológicos com consequências desastrosas, uma vez que “já passam centenas de petroleiros pela costa da região, mas com estas explorações vão passar muitos mais e o risco vai ser agravado”.

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