Petroleo Modificado

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Geologia do Petróleo
Sistemas Petrolíferos
Eliane da C. Alves
26/05/2008
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Geologia do Petróleo
Origem
Migração
Acumulação
Ocorrências
Eliane da C. Alves
26/09/2006
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SISTEMA PETROLÍFERO
O petróleo é uma substância natural combustível, formada por hidrocarbonetos. Dependendo do nº de átomos de carbono, pode ser sólido, líquido ou gasoso.
O petróleo se forma a partir da transformação da matéria orgânica contida em rochas argilosas, os folhelhos, pelo efeito de pressão e temperatura e não pode sofrer oxidação. A necessidade de condições não-oxidantes pressupõe um ambiente de deposição composto de baixa permeabilidade, inibidor da água circulante em seu interior. 
O folhelho rico em matéria orgânica, submetido em condições adequadas de T e P, transforma a matéria orgânica em óleo e gás, e o folhelho será designado de Rocha Geradora. 
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Para que ocorra jazida são necessários:
Rocha geradora; 
Temperatura e tempo suficientes para que ocorra a maturação e geração
Rocha reservatório;
Estrutura de migração entre as rochas geradora e reservatório;
Petróleo, água e gás em movimento ou com capacidade móvel para ocupar os poros;
Estrutura que promova a acumulação (armadilha); 
Rocha selante;
Sucessão cronológica de eventos (geração, migração, acumulação).
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GEOLOGIA DE PETRÓLEO
Sistema Petrolífero
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GEOLOGIA DE PETRÓLEO
Margens Continentais
Margem Continental 
é a margem submersa da área continental, abrange a linha de costa, plataforma continental e talude continental.
Plataforma Continental 
Chama-se plataforma continental à porção dos fundos marinhos que começa na linha de costa e desce com um declive suave até ao talude continental (onde o declive é muito mais pronunciado, descendo para as regiões pelágicas e abissais). Em média, a plataforma continental desce até uma profundidade de 200 metros. A plataforma continental tem largura média de 65 a 100 km e é formada por : Acumulações finas de sedimentos de deposição fluvial, algumas áreas tem um manto de extensivos depósitos glaciais.
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GEOLOGIA DE PETRÓLEO
Margens Continentais
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GEOLOGIA DE PETRÓLEO
Bacia de Campos – Locação dos Campos
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GEOLOGIA DE PETRÓLEO
Sistemas Deposicionais
Formação, acumulação e prospecção do petróleo e do gás natural
O termo petróleo, a rigor, envolve todas as misturas naturais de compostos de carbono e hidrogênio, os denominados hidrocarbonetos, incluindo o óleo e o gás natural, embora seja também empregado para designar apenas os compostos líquidos. O petróleo é formado em depressões da crosta terrestre após o acúmulo de sedimentos trazidos pelos rios das partes mais elevadas, ao seu redor, em ambiente aquoso. A imagem mais facilmente compreensível, dessas depressões (Bacia Sedimentar) é a de uma ampla depressão coberta de água, seja um lago ou um mar que sofre rebaixamento contínuo no tempo geológico.
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Rocha Geradora
É a rocha que contém quantidades adequadas de matéria orgânica, com potencial de gerar petróleo.
A quantidade de Carbono Orgânico Total (TOC) nestas rochas deve ser superior a 0.5%
Existe boa correlação entre reservas de petróleo e rochas geradoras com grandes quantidades de matéria orgânica.
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GEOLOGIA DE PETRÓLEO
Sistemas Deposicionais
Dentre diversas teorias existentes para explicar a origem do petróleo, a mais aceita, atualmente, é a de sua origem orgânica, ou seja, tanto o petróleo como o gás natural, são combustíveis fósseis, da mesma forma que o carvão. Sua origem se dá a partir de matéria orgânica, animal e vegetal (principalmente algas), soterrada pouco a pouco por sedimentos caídos no fundo de antigos mares ou lagos, em condições de ausência de oxigênio, que, se ali existisse, poderia destruí-los por oxidação. Entretanto, mesmo assim a matéria orgânica desses tecidos passou por drásticas modificações, graças à temperatura e à pressão causada pelo soterramento prolongado, de modo que praticamente só restaram o carbono e o hidrogênio, que, sob condições adequadas, combinaram-se para formar o petróleo ou gás.
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O Ciclo do Carbono
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O Ciclo do Carbono
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Deposição de Matéria Orgânica em Ambientes Aquosos
Quantidade depende de:
Produtividade na coluna d´água
Tamanho dos grãos
Condições de oxidação/redução
Condições de energia junto ao fundo
Razão de sedimentação
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Preservação da Matéria Orgânica
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Maturação da Matéria Orgânica
Diagênese
Poucas centenas a 2000 m. 
Na fase inicial, principalmente atividade bacteriana. 
Biopolímeros (proteínas e carbohidratos) são destruídos formando os “geopolímeros” (precursores do querogênio). 
Forma principalmente metano
Reflectância da vitrinita 0.5%. 
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Maturação da Matéria Orgânica
Catagênse
Profundidades de vários km. Pressões de 300 a 1500 bars.
Temperaturas de 50 a 150o C
Querogênio produz inicialmente óleo e posteriormente gás e condensado, em todas as fases o metano também é produzido 
Reflectância da vitrinita entre 0.5% a 2 %
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Maturação da Matéria Orgânica
Metagênse
Profundidades de várias dezenas de km. 
Pressões e temperaturas elevadas 
Influência de magma e hidrotermalismo 
Querogênio transforma-se em metano e resíduo de carbono
Carvão transforma-se em antracito.
Reflectância da vitrinita entre 2% a 4 %
A maiores pressões e temperaturas, ocorre metamorfismo das rochas e da matéria orgânica. O carvão transforma-se em meta-antracito, com reflectância superior a 4%. O querogênio transforma-se totalmente em carbono.
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Maturação da Matéria Orgânica
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Origem
Origem orgânica X inorgânica
Matéria Orgânica
Rocha Geradora
Maturação
Tipos de Petróleo
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HIDROCARBONETOS
São compostos complexos que contém, além do Hidrogênio (H) e Carbono (C), outros elementos químicos, tais como: Enxôfre (S), Nitrogênio (N) e Oxigênio (O).
Em sua maioria, apresentam 11 a 15% de H e 82 a 87% de C (em peso).
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Exemplo de Algas Marinhas, junto a argila em condições anóxicas ficam preservadas. Submetida a condiçoes adequadas de T e P se transformam em óleo e gás. 
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Esquema de processo de migração. Submetida a condições ideais de T e P , a matéria orgânica contida no folhelho (shale) gerador transforma-se em petróleo, sendo expulsa. O óleo assim forçado move-se para uma rocha porosa, a rocha reservatório, que está cheia de água. A rocha capeadora faz com que óleo suba, depositando-se nas armadilhas ou trapas.
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Figura 1 – molécula de metano CH4, hidrocarboneto mais simples, gasoso em CNTP.
Figura 2 – molécula de etano C2H6, também gasoso em CNTP.
Figura 3 – molécula de propano C3H8, igualmente gasoso em CNTP.
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Molécula de Hezano C6H14, líquido em CNTP.
Molécula de Benzeno C6H6, líquido em CNTP.
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Tipos Comuns de Hidrocarbonetos
Cadeias Lineares (Parafinas Normais):
Cadeias Complexas (Naftenos e Aromáticos).
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Séries de Hidrocarbonetos
Parafínicos (Alcanos)
Asfáltica
Aromática
Naftênicas
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Série Parafínica:
Até C5- Gasosos a grandes temperaturas e pressões.
C5 a C15- Líquidos
C15 em diante- Sólidos (menor valor comercial)
Série Naftênica- (Cicloparafínica) – 5 Carbonos ou mais. Óleos 	com altos valores de naftenos tendem a ter alto teor a	asfáltico, reduzindo seu valor.
Série Benzênica- Aromáticas – 6 Carbonos ou mais. Produz 	gasolinas com maior octanagem (alto valor comercial).
Série Asfáltica – 40 a 60 átomos de carbono. São sólidos.
Contaminantes: S, N, O, etc...
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Tipos de Matéria Orgânica e seus produtos
Ácidos, Ceras, Hidrocarbonetos, Gorduras
Pigmentos
Proteínas
Carboidratos
Lignina
Detritos
Orgânicos
Ácidos, Ceras, Hidrocarbonetos, Amino Ácidos, Gorduras, Pigmentos
Hidrocarbonetos
Amino Ácidos
Açúcares
Carvão
Condensados
Compostos Húmicos
Querogênio
Betumes
Querogênio
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Para que ocorra jazida são necessários:
Rocha fonte;
Rocha reservatório;
Espaços porosos interconectados, capazes de conter e armazenar petróleo;
Petróleo, água e gás em movimento ou com capacidade móvel para ocupar os poros;
Estrutura que promova a acumulação (armadilha); 
Rocha selante;
Estrutura de migração entre as rochas fonte e reservatório;
Temperatura e tempo decorrido.
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Condições Comuns de Ocorrência
Quase todo petróleo ocorre em sedimentos e rochas sedimentares.
Não existem duas amostras de petróleo, de campos distintos, com a mesma composição.
Encontra-se em rochas de idades distintas desde o Pré-Cambriano até o Pleistoceno.
Temperaturas dos reservatórios raramente superam 100oC.
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Deposição de Matéria Orgânica em Ambientes Aquosos
Quantidade depende de:
Produtividade na coluna d´água
Tamanho dos grãos
Condições de oxidação/redução
Condições de energia junto ao fundo
Razão de sedimentação
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Nos reservatórios que possuem H2O e Gás ou H2O, Gás e Óleo os componentes se dispõem em “camadas”:
1o Gás
 2o Óleo 
3o Água
Obs2: H20 intersticial está presente em todas as camadas com 10 a 30% do interstício podendo chegar a 50%
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Classificação das Águas de Reservatórios
1- Água Meteórica: Originada da Chuva que penetra nos póros das rochas rasas e permeáveis, ou percolam através dos planos de intersecção, fraturas ou camadas permeáveis 
	Características: Possuem O2 e CO2 dissolvido, 	sulfatos, 	carbonatos e bicarbonatos.
2 - Água de Formação: Água original presente durante a deposição dos sedimentos no mar ou lago, onde sedimentos marinhos se depositaram. 
	Características: Abundância de cloretos, especialmente NaCl 	sendo as vezes maior que o H2O do mar
3 - Água Misturada: Características que sugerem origem múltipla
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Formas de Ocorrência das Águas de Reservatório
 Água Livre: Localizada dentro da armadilha abaixo das camadas de óleo e gás.
 Água Intersticial: Adsorvida na superfície dos minerais
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Propriedades do Óleo
 Óleo e Gás natural abaixo do solo estão sob maiores pressões e temperaturas. 
 Todo óleo tem gás dissolvido. Quando as concentrações passam do ponto de saturação se forma a camada de gás.
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Propriedades Físicas de Óleo
densidade
volume
viscosidade
índice refrativo
fluorescência
atividade óptica
cor 
odor
ponto de ebulição
coeficiente de expansão
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Densidade do Óleo (Gravidade)
É a medida comparativa de uma unidade de volume de água e óleo a e 1 atm.
Escala API de gravidade
Grau API = (141.5/Densidade a 60o F )-131.5
Altos valores API correspondem a densidades baixas e vice-versa
O Grau API é uma escala hidrométrica idealizada pelo American Petroleum Institute - API, juntamente com a National Bureau of Standards e utilizada para medir a densidade relativa de líquidos.
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Densidade do Óleo (Gravidade)
É obtido pela fórmula:
ºAPI = (141,5 ÷ densidade da amostra à temperatura de 60°F) - 131,5
 
 em que a densidade é medida relativamente à densidade da água
 A densidade, portanto, pode ser obtida por:
G = 141,5 
 °API + 131,5
Obs: 60°F correspondem a 15,55...°C
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Classificação do petróleo segundo o Grau API
O grau de API permite classificar o petróleo em:
Petróleo leve ou de base Parafínica: Possui ºAPI maior que 31,1. Contém, além de alcanos, uma porcentagem de 15 a 25% de cicloalcanos.
 
 Petróleo médio ou de base Naftênica: Possui ºAPI entre 22,3 e 31,1. Além de alcanos, contém também de 25 a 30% de hidrocarbonetos aromáticos. 
Petróleo pesado ou de base Aromática: Possui ºAPI menor que 22,3 e é constituído, praticamente, só de hidrocarbonetos aromáticos. 
Petróleo extra-pesado: Possui ºAPI menor que 10.
Quanto maior o grau API, maior o valor do produto no mercado.
O petróleo encontrado pela Petrobras no campo petrolífero de Tupi (bacia de Santos) em Novembro de 2007 foi testado e classificado como 28º API, ao contrário do que é frequêntemente dito é do tipo médio e não leve. Um dos motivos para a sua divulgação como leve é a comparação com a média da densidade do petróleo nacional.
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Gás Natural
Pode representar 100% do poço
Pode ser classificado como associado ou não associado.
O gás dissolvido depende das condições de pressão temperatura e saturação
A temperatura em que os gases se dissociam se chama ponto de bolha
Na água a sua solubilidade representa 6% se comparada com a do óleo.
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Migração
Migração Primária: Fonte para o Reservatório
Migração Secundária: Estágio final de acumulação
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Acumulação
Rochas-Reservatório
Porosidade
Permeabilidade
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Tipos de Porosidade
 Primária 
 	- controlada pelo ambiente deposicional da rocha, 	selecionamento e a natureza do material da rocha. 
 Secundária 
	- depende de acontecimentos posteriores à deposição da 	rocha, como fraturamento, dissolução, redeposição, 	cimentação e a compactação.
- Relação entre o espaço poroso e o volume total da rocha reservatório expressa em percentagem.
POROSIDADE
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Textura X Qualidade do Reservatório
Textura é o aspecto do grão constituinte da rocha
 Tamanho dos Grãos;
 Seleção;
 Arredondamento;
 Forma dos Grãos / Esfericidade
 Empacotamento - diretamente relacionado com o arranjo das 	partículas 
 Argilosidade
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Permeabilidade (K)
 	A permeabilidade é a propriedade que permite a passagem do 	fluido pelos poros da rocha interconectados, denominados de 	porosidade efetiva. 
 	É a medida da condutividade dos fluidos na rocha. 
 	A rocha é denominada de permeável quando os fluidos passam 	pelos poros num curto espaço de tempo.
 	Rochas impermeáveis não permitem a passagem dos fluidos e 	tornam-se selantes. 
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Conglomerado com grandes poros, onde podem se acumular hidrocarbonetos. 
Rocha Reservatório – é aquela capaz de conter e transmitir fluidos, que podem ser óleo ou gás. As rochas devem ser porosas e permeáveis, as mais comuns são arenitos e calcoarenito.
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O petróleo é gerado por aquecimento a partir da matéria orgânica contida em rochas argilosas (folhelhos), migra para rochas porosas e permeáveis (arenitos) e se acumula em armadilhas, contido por rochas permeáveis capeadoras. A MIGRAÇÃO É MAIS EFETIVA SE AS ROCHAS-RESERVATÓRIO ESTIVEREM EM ACIMA DAS ROCHAS GERADORAS.
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Armadilha
É a barreira externa ou interna que impedirá a migração do gás e do petróleo
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Microfotografia de uma rocha-reservatório contendo óleo.
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Esquema geral do Sistema Petrolífero. G = Rocha Geradora; R = Rocha Reservatório. 
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Relações espaciais entre rochas geradoras, reservatórios e selantes.
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Armadilhas estratigráficas e paleogeomóficas.
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Aprisionamento paleogeográfico (controle estrutural e estratigráfico) , campo de Fazenda Belém, Bacia de Potiguar.
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Armadilha Estrutural – o reservatório apresenta estruturas, como dobras e/ou falhas que, em associação com as rochas selantes permitem o acúmulo dos hidrocarbonetos.
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A formação das armadilhas estruturais pode se dar (isoladamente ou em conjunto):
Por dobramento
Por falhamento normal ou inverso
Por fraturamento
A formação de quase todo tipo de armadilha envolve deformações da rocha reservatório.
Exceções: armadilhas do tipo lenticular e recifes 				
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Trapas Estratigráficas
Discordância
Mudança no 
Acamamento
Variação de litologia e 
permeabilidade
Trapas Secundárias
Trapas Primárias
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O óleo em geral se acumula nas partes mais altas dessas estruturas,
sendo mais leve que a água, tende sobrenadá-la.
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Esquema de Trapas estruturais, associado a falhas e dobras.
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Falhamento
Formam e modificam armadilhas, atuando isolada ou conjuntamente com outros fatores estruturais (dobras, arqueamento de estratos, variação na estratigrafia ou permeabilidade). 
Modificação = Variações locais de produção
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Fraturamento
Causa acessória a muitas jazidas, podendo ser a principal formadora, desde que prevaleçam certas condições (ausência de dobras ou mudanças estratigráficas);
Jazidas com vida mais longa = lenta alimentação do gás das fraturas até os poços
 Formação da Jazida somente por fraturamento (s/dobras ou mudanças estratigráficas); no término da fratura não há acumulação de petróleo
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A deformação dos sedimentos circundantes ao domo salino é causada pela ativa intrusão da massa de sal ascendente, e pelo soerguimento dos estratos adjacentes.
				
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Situações em que as Rochas Geradoras estão distantes das Rochas-Reservatório, com que a migração de hidrocarbonetos se dá por longas distâncias, resulta em baixa eficácia e com risco de perdas.
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Extremo oposto, o processo ganha eficácia e diminuem os riscos de perdas.
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Condições para armazenamento
Fechamento estrutural;
Espessura da rocha;
Porosidade efetiva;
Pressão;
Temperatura;
Condições de fluxo dos fluidos através da rocha.
VOLUME REAL = Espaço poroso entre o nível da água abaixo e a rocha teto acima
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Placas Tectônicas Atuais
Pete W. Sloss, NOAA-NESDIS-NGDC
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Margem Continental Divergente
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Óleo leve em novas fronteiras na Bacia de Santos, em águas ultra-profundas. O poço ainda em perfuração, situado em águas com 2.140 metros de profundidade, representa uma área de nova fronteira exploratória e um marco histórico na atividade de exploração de petróleo no Brasil. É o primeiro a ultrapassar uma seção de sal de mais de dois mil metros de espessura, no substrato marinho e encontrar petróleo. 
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Margem Continental Convergente
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Mapa da Região do Golfo Pérsico, mostrando os campos produtores de óleo (azul) e gás (vermelho).
Campo Gigante de Ghawar, descoberto em 1948, produz 2.500.000 barris/dia, reserva final estimada em 82 bilhões de barris. Encontrado em camada de calcário com 100 m de espessura , a 500 m de profundidade.
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O consumo de derivados no Brasil em 2005 está em torno de 2.200.000 barris/dia.
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Os “Nômades” da Exploração e as grandes jazidas do mundo.
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Produção de Petróleo no Mundo
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O Petróleo no Brasil
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Óleo leve em novas fronteiras na Bacia de Santos, em águas ultra-profundas. O poço ainda em perfuração, situado em águas com 2.140 metros de profundidade, representa uma área de nova fronteira exploratória e um marco histórico na atividade de exploração de petróleo no Brasil. É o primeiro a ultrapassar uma seção de sal de mais de dois mil metros de espessura, no substrato marinho e encontrar petróleo. 
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Resumo Exploratório da Petrobras entre 1954-1999. Em 45 anos foram adquiridos mais de 2.2 milhoões de km de dados sísmicos, em fases marcada de águas rasas e águas profundas. A sísmica 3D cresceu em 100%. 
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Resumo Exploratório da Petrobras entre 1954-2000. Em 46 anos foram perfurados mais de cinco mil poços exploratórios, em fases marcada de águas rasas e águas profundas. Nos últimos anos perfura-se menos poços, mais caros mas descobrindo reservas com volumes maiores .
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