Ignorando que o petróleo e o gás natural são hidrocarbonetos produzidos abioticamente e assumindo a contabilização dos combustíveis fósseis, Jerome Corsi questiona as estimativas de reservas globais utilizadas pelos teóricos do pico de produção.
Ele faz isso discutindo em profundidade as reservas subterrâneas e em águas profundas, que, à medida que a tecnologia de extração avança, têm suas estimativas de quantidade aumentadas. O aumento, em vez da diminuição, dessas estimativas desafia as previsões de pico do petróleo e do gás.
Ao lermos a visão geral abaixo, devemos ter em mente que o livro de Corsi era originalmente publicado em 2012, Assim, os fatos e números que ele fornece são referentes a essa data.
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A Grande Conspiração do Petróleo: Como o Governo dos EUA Escondeu do Povo Americano a Descoberta Nazista de Petróleo Abiótico, de Jerome R. Corsi, edição de 2014
Atenção: O texto a seguir foi resumido por um programa de IA. Programas de IA estão sujeitos a imprecisões e "alucinações". Recomendamos que os leitores consultem o livro original para verificar a exatidão das informações. Uma cópia do livro pode ser baixada. AQUI e você pode ouvir o audiolivro. AQUI.
Capítulo 4: Petróleo em Profundezas da Terra e em Águas Profundas
Conteúdo
- Perfuração em águas profundas e teorias sobre combustíveis fósseis
- O Campo Petrolífero de Cantarell e as Teorias do Impacto de Meteoros
- Descobertas da Pemex em águas profundas no México
- Fatores geológicos na formação de petróleo na Arábia Saudita
- Debates sobre as reservas de petróleo da Arábia Saudita e o pico de produção.
- O desastre da plataforma Deepwater Horizon e suas implicações
- Desenvolvimento da exploração de petróleo em alto-mar no Brasil e descobertas no pré-sal
- Recursos de gás natural em profundidade nos Estados Unidos
- Avanços tecnológicos na perfuração ultraprofunda
- Desafios e custos da perfuração em águas profundas
- Perspectivas Futuras e Recursos de Hidrocarbonetos Inexplorados
Perfuração em águas profundas e teorias sobre combustíveis fósseis
Os avanços na perfuração em águas profundas e na Terra têm desafiado a teoria dos combustíveis fósseis, com esse segmento da indústria energética apresentando rápido crescimento nos últimos vinte anos, e empresas internacionais agora planejando expandir a perfuração em águas profundas no México e em Cuba, fora do controle dos EUA.
Apesar da moratória sobre a exploração e produção em águas profundas no Golfo do México após o desastre da Deepwater Horizon, no início de 2012, quarenta plataformas estavam perfurando no Golfo, em comparação com apenas vinte e cinco no ano anterior, sendo que a British Petroleum tinha cinco plataformas perfurando no Golfo, o mesmo número que antes do desastre.
A Administração de Informação Energética prevê que a produção de petróleo no Golfo do México aumentará de 1.3 milhão de barris por dia para 2 milhões de barris por dia até 2020 e, sem as restrições impostas à perfuração no Golfo pelo governo Obama, os números da produção de petróleo seriam dramaticamente maiores.
A perfuração em águas profundas normalmente envolve plataformas marítimas perfurando nas plataformas continentais ao redor do mundo, em águas com milhares de metros de profundidade. A vantagem da perfuração marítima é que as plataformas de petróleo têm livre passagem pela água antes do início da perfuração em águas profundas, permitindo perfurações mais profundas na Terra com menos dificuldade técnica e custo.
O Campo Petrolífero de Cantarell e as Teorias do Impacto de Meteoros
O campo petrolífero de Cantarell, descoberto em 1976, foi em grande parte responsável por manter o México entre os dez maiores produtores de petróleo do mundo, e acredita-se que sua descoberta esteja ligada a um enorme meteoro que atingiu a Terra no final do período Cretáceo, aproximadamente sessenta e cinco milhões de anos atrás, na península de Yucatán, perto da cidade de Chicxulub.
O geofísico Glen Penfield estabeleceu que o impacto do meteoro fraturou o leito rochoso do Golfo do México, ao largo da costa de Yucatán, criando o campo petrolífero de Cantarell e abrindo oportunidades de exploração de petróleo em todo o Golfo. Já os físicos Luis Alvarez e seu filho geólogo, Walter, sugeriram que o impacto de um meteoro na Terra entre os períodos Cretáceo e Terciário causou a extinção dos dinossauros.
A cratera de impacto de Chicxulub é enorme, estimada em 100 a 150 quilômetros de diâmetro, e o choque sísmico do meteoro fraturou profundamente o leito rochoso abaixo do Golfo, facilitando o fluxo de líquidos e gases das profundezas da Terra. Geólogos chegaram à conclusão de que as intensas ondas de choque geradas por impactos de meteoritos moldaram significativamente a superfície da Terra, distribuíram sua crosta e fraturaram seu leito rochoso.
A identificação de mais de 150 estruturas geológicas significativas em todo o mundo, incluindo crateras de impacto circulares, levou à exploração de estruturas de impacto de meteoritos como potenciais locais de produção de petróleo, sendo Cantarell um exemplo notável que estimulou o interesse nesta área.
Descobertas da Pemex em águas profundas no México
A Petróleos de México, também conhecida como Pemex, descobriu dois campos de petróleo em águas profundas, Noxol-1 e Lakach-1, ao largo da costa de Veracruz, no Golfo do México, com reservas estimadas em dez bilhões de barris de petróleo na área de Coatzacoalcos Profundo.
A Pemex anunciou planos para implantar duas plataformas de perfuração de última geração na área, com uma plataforma perfurando a 9,514 pés de profundidade e a outra a 8,316 pés, o que é considerado perfuração em águas ultraprofundas.
Fatores geológicos na formação de petróleo na Arábia Saudita
A abundância de petróleo na Arábia Saudita, em contraste com países vizinhos como o Afeganistão, é atribuída ao leito rochoso profundamente fraturado sob os campos petrolíferos sauditas, o que permite que o petróleo vaze do manto terrestre através dessas fraturas.
Um estudo do geólogo HS Edgell, publicado em 1992, fornece evidências de que os campos de petróleo sauditas, incluindo o gigantesco campo de Ghawar, foram produzidos pelo petróleo que irrompeu através de fraturas na rocha matriz, composta de rocha cristalina pré-cambriana que remonta à origem da Terra.
Os campos petrolíferos da Arábia Saudita estão localizados principalmente na parte nordeste do país, incluindo a porção marítima do Golfo Pérsico, e são caracterizados por falhas extensionais em blocos na Corrente Arábica, uma feição geológica que constitui o "grão antigo" da Arábia.
A descoberta de petróleo nessas áreas levou a uma melhor compreensão do papel das estruturas geológicas e das fraturas na rocha matriz na formação de campos petrolíferos, e tem implicações significativas para a exploração e produção de petróleo no futuro.
A Era Mesozoica, que começou há 250 milhões de anos, é o período em que os dinossauros surgiram na Terra, marcando uma distância significativa no tempo em relação à Era Pré-Cambriana, e essa era é relevante para a discussão sobre a formação de petróleo na Arábia Saudita.
Segundo o estudo de HS Edgell, a abundância de petróleo na Arábia Saudita pode ser atribuída aos padrões de falhas no leito rochoso subjacente, que permitem que o petróleo do manto terrestre se infiltre nas camadas sedimentares porosas acima, e essa teoria é corroborada pelo fato de que todos os campos de petróleo conhecidos na Arábia Saudita estão relacionados a quatro direções principais de falhamento do embasamento.
A conclusão de Edgell sugere que a origem do petróleo na Arábia Saudita não está relacionada a dinossauros, florestas antigas, plâncton ou algas, mas sim aos movimentos tectônicos profundos no embasamento cristalino pré-cambriano, que resultaram na formação de estruturas anticlinais ou em forma de domo que contêm todos os campos de petróleo e gás conhecidos na região.
Debates sobre as reservas de petróleo da Arábia Saudita e o pico de produção.
Matthew Simmons, em seu livro "Crepúsculo no Deserto", apresenta um panorama sombrio das perspectivas petrolíferas da Arábia Saudita, argumentando que até mesmo o gigantesco campo petrolífero de Ghawar está se esgotando e sendo cada vez mais inundado para aumentar a produção, o que contrasta com a visão mais otimista do Ministro do Petróleo e Recursos Minerais da Arábia Saudita, Al-Naimi.
Al-Naimi estima que a Arábia Saudita possua 1.2 trilhão de barris de reservas de petróleo, um número considerado conservador, e observa que novos recursos estão sendo descobertos e novas tecnologias estão sendo utilizadas para extrair mais petróleo das reservas existentes, o que representa uma visão mais otimista do que a previsão de pico de produção de Simmons.
A Administração de Informação Energética estimou os recursos petrolíferos da Arábia Saudita em aproximadamente 261.9 bilhões de barris em 2011, o que representa um quinto das reservas comprovadas de petróleo do mundo, mas apenas 20% da estimativa de Al-Naimi de 2004, evidenciando a dificuldade em obter dados precisos sobre as reservas e a produção de petróleo saudita.
A falta de dados confiáveis sobre as reservas e a produção de petróleo da Arábia Saudita, particularmente no que diz respeito ao campo de Ghawar, dificulta determinar se a Arábia Saudita já atingiu o pico de produção, e essa incerteza é agravada pelo fato de que poucas pessoas, mesmo entre especialistas em energia, têm acesso a informações detalhadas sobre o desempenho e os parâmetros de Ghawar.
As reservas de petróleo da Arábia Saudita são difíceis de estimar devido à possibilidade de produção abiótica de petróleo, onde o petróleo se forma no manto terrestre e flui para cima, o que torna desafiador determinar a taxa de produção e reposição de petróleo.
O desastre da plataforma Deepwater Horizon e suas implicações
O desastre da plataforma petrolífera Deepwater Horizon, ocorrido em 20 de abril de 2010 no Golfo do México, foi o maior vazamento de petróleo da história, causando a morte de onze trabalhadores e resultando em um enorme derramamento de óleo que só foi contido após oitenta e seis dias.
O poço de petróleo, operado pela British Petroleum (BP), foi perfurado em 1.260 metros de água e estendeu-se por mais 9.430 metros abaixo do fundo do mar, atingindo uma profundidade total de mais de 9,6 quilômetros abaixo da superfície do Golfo, e encontrou petróleo em múltiplos reservatórios na zona geológica do Terciário Inferior.
Segundo a BP, a descoberta foi significativa, com potencial para rivalizar com outros grandes campos no Golfo, como o campo de Thunder Horse, que produzia 300,000 mil barris de petróleo por dia na época do anúncio.
A Comissão Nacional de Derramamento de Petróleo atribuiu o desastre à falha da gestão da BP em avaliar os fatores de risco e implementar as salvaguardas técnicas e operacionais necessárias, enquanto alguns ambientalistas, como Damian Carrington, sugeriram que a verdadeira causa do desastre foi o pico do petróleo e a necessidade de transição para fontes de energia alternativas.
Os observadores do setor petrolífero abiótico tinham uma análise diferente da situação, embora os detalhes da sua perspectiva não sejam totalmente explorados no livro, que inclui citações de figuras notáveis como Daniel Yergin, presidente da Cambridge Energy Research Associates, e Daren Beaudo, porta-voz da BP.
A descoberta de petróleo na zona geológica do Terciário Inferior, que data de trinta e oito a sessenta e oito milhões de anos atrás, foi vista como uma descoberta significativa, com a BP considerando a área como uma das próximas grandes ondas de desenvolvimento no Golfo do México, e a descoberta de Kaskida da empresa tendo reservas estimadas entre quatro e seis bilhões de barris.
A explosão da plataforma Deepwater Horizon sugere que as reservas de petróleo descobertas eram enormes, possivelmente gerando mais pressão do que a tecnologia atual poderia suportar com segurança, e a única solução foi selar o poço, que a BP poderá reabrir no futuro quando a tecnologia avançar a ponto de permitir o gerenciamento das pressões e temperaturas envolvidas.
Desenvolvimento da exploração de petróleo em alto-mar no Brasil e descobertas no pré-sal
A Petrobras, empresa petrolífera semipública brasileira, fez progressos significativos no desenvolvimento de tecnologia para perfurar poços ultraprofundos na Bacia de Campos, permitindo ao país reduzir rapidamente sua dependência de importações de petróleo e etanol produzido a partir da cana-de-açúcar.
Segundo a Administração de Informações Energéticas, o Brasil aumentou sua produção de petróleo de praticamente zero em 1980 para aproximadamente 2.1 milhões de barris de petróleo bruto por dia em 2011, com uma taxa de crescimento de cerca de 9% ao ano, e espera-se que se torne autossuficiente em petróleo e um exportador líquido de petróleo em um futuro próximo.
O governo brasileiro estabeleceu a meta de longo prazo de aumentar a produção nacional de petróleo, e as recentes descobertas de grandes depósitos de petróleo no pré-sal podem transformar o Brasil em um dos maiores produtores mundiais de petróleo, com o país consumindo 2.2 milhões de barris por dia e prevendo produzir três milhões de barris por dia até 2013.
Para desenvolver os recursos petrolíferos da Bacia de Campos, a Petrobras criou uma empresa de propósito específico, a Barracuda & Caratingua Leasing Company BV, que concedeu um contrato de US$ 2.5 bilhões à subsidiária Kellogg Brown & Root da Halliburton para projetar, adquirir, instalar e construir cinquenta poços offshore e duas unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (FPSO).
Espera-se que os campos de Barracuda e Caratingua aumentem em 30% a taxa de produção atual da Bacia de Campos, abrangendo uma área combinada de 230 quilômetros quadrados, com reservas comprovadas de petróleo estimadas em 1.229 bilhão de barris, e com previsão de produção de 773 milhões de barris de petróleo até 2025, o que desafia as teorias de “pico de produção” e de “combustíveis fósseis” que preveem o esgotamento dos campos de petróleo.
A descoberta de enormes depósitos de petróleo no Campo de Campos levou à exploração de outros campos na plataforma continental brasileira, resultando na descoberta de um segundo enorme campo petrolífero offshore na Bacia de Santos, conhecido como Campo de Tupi, que se estima conter entre cinco e oito bilhões de barris de petróleo.
O Campo de Tupi, localizado na Bacia de Santos, é uma descoberta significativa que pode expandir as reservas comprovadas de petróleo do Brasil em 40 a 50 por cento. O campo encontra-se a 7,060 metros de profundidade sob águas, 10,000 metros de areia e rochas e 6,600 metros de sal, totalizando 4.48 quilômetros abaixo da superfície do Oceano Atlântico.
Além do campo de Tupi, a Petrobras anunciou a descoberta do campo de Lula na Bacia de Santos em abril de 2012, o que poderia tornar a Bacia de Santos tão produtiva quanto a Bacia de Campos, com a Administração de Informação Energética estimando que o consumo mundial de gás natural deverá aumentar de 111 trilhões de pés cúbicos em 2008 para 169 trilhões de pés cúbicos em 2035.
Recursos de gás natural em profundidade nos Estados Unidos
O relatório World Energy Outlook 2011 da Administração Internacional de Energia sugere que o mundo pode estar entrando em uma “era de ouro do gás”, com recursos recuperáveis convencionais de gás natural estimados em equivalentes a mais de 120 anos do consumo global atual, e recursos recuperáveis totais potencialmente suficientes para sustentar a produção atual por mais de 250 anos.
Nos Estados Unidos, existem abundantes recursos de petróleo e gás natural em profundidades maiores, tanto na Terra quanto em águas profundas, particularmente abaixo de 15,000 pés (aproximadamente 4.572 metros). O Relatório de 2003 do Comitê de Potencial de Gás indicou a existência de mais de 2,500 poços de gás natural ativos produzindo em níveis iguais ou inferiores a essa profundidade, provenientes de 183 reservatórios naturais localizados principalmente nas bacias costeiras do Golfo do Texas e da Louisiana, tanto em terra quanto no mar.
O Departamento de Energia dos EUA observa que mais de 70% do gás natural produzido nos Estados Unidos provém de poços com 5,000 pés ou mais de profundidade, enquanto apenas 7% provém de formações abaixo de 15,000 pés, e estima que 125 trilhões de pés cúbicos de gás natural estejam aprisionados em profundidades abaixo de 15,000 pés.
A empresa GHK, em Oklahoma, detém o recorde mundial ocidental de exploração e produção de gás natural em poços profundos, tendo projetado e perfurado dois poços comerciais de gás natural em Oklahoma a profundidades superiores a 30,000 pés, incluindo o poço nº 1-27 Bertha Rogers e o poço nº 1-28 ER Baden, ambos localizados na bacia profunda e de alta pressão de Anadarko.
A empresa GHK informou ter perfurado e operado 193 poços, a maioria com profundidade inferior a 15,000 pés, e não registrou nenhum vazamento desde sua fundação em meados da década de 1980, alcançando uma taxa de sucesso de 82% em todas as operações de perfuração realizadas entre 1995 e 2005.
Um estudo conduzido por Mark Snead, PhD, diretor do Centro de Pesquisa Econômica Aplicada da Escola de Negócios Spears da Universidade de Oklahoma, destaca o sucesso da perfuração de poços profundos para extração de gás natural em Oklahoma, com o primeiro poço perfurado abaixo de 30,000 pés para fins de produção comercial concluído no Condado de Beckham em 1972.
Historicamente, a Bacia de Anadarko tem sido uma das regiões produtoras de gás natural mais prolíficas dos Estados Unidos, com 20% dos poços perfurados a mais de 15,000 pés de profundidade antes de 1991 localizados nessa bacia, e 19 dos 52 poços ultraprofundos existentes abaixo de 25,000 pés perfurados na Bacia de Anadarko até 1998.
O Comitê de Potencial de Gás relata que um total de 1,221 poços profundos produtores foram concluídos em Oklahoma a uma profundidade média de 17,584 pés, com 775 desses poços atualmente ativos, demonstrando o sucesso geral da perfuração profunda de recursos de gás natural nos Estados Unidos.
Avanços tecnológicos na perfuração ultraprofunda
Segundo o relatório do Dr. Snead, importantes avanços tecnológicos facilitaram a perfuração de poços de gás natural em profundidades ultraprofundas, incluindo avanços na tecnologia da computação que produziram descobertas importantes na modelagem de reservatórios, permitindo melhores estimativas do tamanho e da localização de depósitos recuperáveis.
O Escritório de Energia Fóssil do Departamento de Energia dos EUA estabeleceu o programa “Deep Trek” para reduzir o custo e melhorar a eficiência da perfuração de poços profundos comercialmente produtivos, reconhecendo o potencial da perfuração de gás natural em poços profundos e a necessidade de penetrar estruturas rochosas que se assemelham mais ao leito rochoso do que às camadas sedimentares.
A ideia comum de que o gás natural, assim como o petróleo, é um "combustível fóssil" está sendo questionada, e a página "Energy Kids" da Administração de Informação Energética explica a teoria tradicional de como o gás natural se forma a partir dos restos de plantas e animais que se decompuseram em matéria orgânica milhões de anos atrás.
O projeto “Deep Trek”, financiado pelo Departamento de Energia dos EUA, está trabalhando no desenvolvimento de novas tecnologias, como a broca de diamante policristalino, para explorar os estimados 125 trilhões de pés cúbicos de recursos de gás natural que se encontram sob os Estados Unidos continentais a profundidades de 15,000 pés ou mais, o que é uma tarefa tecnologicamente complexa e dispendiosa.
Desafios e custos da perfuração em águas profundas
A perfuração em formações profundas é extremamente desafiadora devido à rocha quente, dura, abrasiva e de alta pressão, que pode reduzir a velocidade da broca para apenas sessenta centímetros a um metro e vinte por hora, resultando em altos custos operacionais de dezenas de milhares de dólares por dia para plataformas terrestres e milhões de dólares por dia para formações marítimas profundas.
O desenvolvimento de novas tecnologias, como a abordagem de "ligação por difusão" desenvolvida por cientistas dos Laboratórios Nacionais Sandia do Departamento de Energia, está ajudando a melhorar a eficiência da perfuração em formações complexas e apoiando a teoria de que a origem do petróleo é abiótica, e não orgânica.
Perspectivas Futuras e Recursos de Hidrocarbonetos Inexplorados
As estimativas das reservas globais de gás natural aumentaram à medida que os geocientistas percebem a abundância de gás natural em profundidade, o que desafia as previsões de produção máxima. Além disso, espera-se que as estimativas das reservas globais de gás natural em profundidade aumentem drasticamente, conforme os avanços tecnológicos permitam a exploração em maiores profundidades abaixo da superfície da água e a maiores distâncias das plataformas continentais.
A Administração Nacional Oceânica e Atmosférica (NOAA) estima que os oceanos cobrem 71% da superfície da Terra e, com uma área tão vasta ainda inexplorada, os geocientistas não têm como estimar com precisão a quantidade de combustíveis de hidrocarbonetos que a Terra pode conter em suas profundezas e águas profundas, o que abre espaço para novas descobertas e exploração.
Imagem em destaque: A extração de gás e petróleo em águas profundas está sendo cada vez mais realizada com sistemas submarinos localizados no fundo do mar. Fonte: Vista do Oceano Mundial
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