SIGPETRO-BA: Banco de Dados Georeferenciados do Segmento ...twiki.ufba.br/twiki/pub/IGeo/GeolMono20082/denis_faria_2008.pdf · Figura 09 – Prolongamento da vida de projetos e oportunidades

U N I V E R S I D A D E F E D E R A L D A B A H I A INSTITUTO DE GEOCIÊNCIAS

CURSO DE GRADUAÇÃO EM GEOLOGIA

Denis Alves Faria SIGPETRO-BA: Banco de Dados Georeferenciados do

Segmento Onshore de Petróleo e Gás da Bahia

Salvador - Bahia Novembro / 2008

Por: Denis Alves Faria

SIGPETRO-BA: Banco de Dados Georeferenciados do Segmento Onshore de Petróleo e Gás da Bahia

Monografia apresentada como exigência

parcial para obtenção do título de bacharel

no Curso de Geologia da Universidade

Federa da Bahia, sob a orientação do

Professor Doneivan Fernandes Ferreira.

Salvador

Novembro / 2008

F224 Faria, Denis Alves, SIGPETRO-BA: banco de dados georeferenciados do segmento onshore de

petróleo e gás da Bahia. / Denis Alves Faria.- 2008. 43f. Orientador: Prof. Dr. Doneivan Fernandes Ferreira.

Trabalho de Conclusão de Curso (bacharel) – Universidade Federal da Bahia, Instituto de Geociências, 2008.

1. Petróleo Bahia 2. Base de dados SIGPETRO. I. Ferreira, Doneivan Fernandes. II. Universidade Federal da Bahia. Instituto de Geociências. III. Título.

CDU 553.982(813.8)

TERMO DE APROVAÇÃO

Denis Alves Faria


Monografia apresentada ao Instituto de Geociências da Universidade Federal

da Bahia como requisito parcial para obtenção do título de Bacharel em

Geologia.

Comissão Examinadora:

______________________________________ Prof. Doneivan Fernandes Ferreira

_______________________________________ Profª Olívia Maria Cordeiro de Oliveira

_______________________________________ Geólogo Antenor Muricy Filho

Salvador Novembro / 2008

AGRADECIMENTOS

A minha mãe Noesa e o meu pai Zaluarte, que sempre confiaram em meus

sonhos, e sempre me apoiaram em tudo. Aos meus irmãos, Olivio e Elizabete que sempre me apoiaram. Aos meus avos Alberto e Rosa, Oliveiros e Luzia, e a todos meus familiares que

me apoiaram e me ajudaram nessa luta. A minha namorada, Leila, que sempre está do meu lado me ajudando e me

aconselhando nos momentos difíceis me dando forças, apoiando e acreditando em meus sonhos.

Aos meus grandes amigos da Caxanga Marcelo, Nyemer e Bruno pela companhia, alegria, cumplicidade, companheirismo e muita mais muita ferração nas incontáveis noites sem dormir.

A todos meus professores do curso de geologia, mais em especial ao professor Osmário Leite, por todos os ensinamento passados a sua paciência e amizade, e por ter me incentivado pois sem seu incentivo eu poderia ter abandonado a Geologia. E também agradeço muito ao professor Telésforo por tudo que me ensinou e ajudou neste período.

Ao professor Doneivan por acreditar e confiar em mim, por sua amizade e companheirismo neste trabalho, e muito obrigado pelos ensinamentos que levarei comigo para sempre.

Gostaria de agradecer as empresas e órgãos que tornaram realidade este trabalho através de apoios e parcerias institucionais em principal a Agência Nacional de Petróleo Gás e Bicombustível (ANP), Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP), Associação das Empresas de Petróleo e Gás Natural Extraídos de Campos Marginais do Brasil (APPOM), Companhia de Gás da Bahia (BAHIAGÁS), Companhia de Energia do Estado da Bahia (COELBA). E iremos concretizar essa parceria através da continuação deste trabalho.

Aos meus poucos mais não menos importantes amigos do curso de geologia os quais tenho a honra e privilégio de homenagear aqui:Fabiano Livramento, Ramille, Patrícia, José Portugal de Jesus Jr, Fabiano Sena, Uyara, Lisálvaro, Giselle, Rafael Oliveira, pelos momentos de interação, troca de conhecimento e principalmente pela descontração.

Valeu Galera!!!!!!

http://pt.wikipedia.org/w/index.php?title=Companhia_de_energia&action=edit&redlink=1

http://pt.wikipedia.org/wiki/Bahia

"Só sei que nada sei". Sócrates

Tudo se passa como se! Galileu Galilei


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RESUMO O presente trabalho tem como objetivo principal a criação da Ferramenta SIGPETRO-BA, um banco de dados georeferenciado baseado no Sistema de Informação Geográfica (SIG) para o Segmento Upstream Onshore do Estado da Bahia. O SIGPETRO-BA pretende fornecer ao Setor de Petróleo e Gás (1) uma ferramenta computacional dinâmica, possibilitando sua atualização e aperfeiçoamento constante, e (2) uma ferramenta prática, possibilitando seu acesso rápido e “amigável” para usuários em diversos níveis de conhecimento. Ao longo desse trabalho de graduação, foi desenvolvida uma versão preliminar do SIGPETRO-BA. Essa versão será aprimorada, ampliada e transformada em uma ferramenta on-line em uma etapa posterior. No entanto, essa versão preliminar já é inteiramente funcional e constitui-se em uma contribuição significativa para diversos atores do segmento upstream onshore do Estado incluindo as seguintes categorias de informações sistematizadas (layers): (1) os ring fences em áreas de produção com acumulações marginais de petróleo e gás natural na Bacia do Recôncavo (áreas sob concessão de pequenos operadores ou em posse da ANP após terem sido devolvidas pela PETROBRAS); (2) os ring fences em áreas maduras; (3) outras áreas de produção onshore; (4) fronteiras exploratórias (Blocos e Áreas indicadas para os Leilões de Concessão); (5) o posicionamento georeferenciado e a caracterização de todos os poços da Bahia; (6) a caracterização físico-química dos óleos produzidos (Grau API); (7) a caracterização geológica das rochas aflorastes; (8) dados sobre a infra-estrutura de escoamento e transporte da produção (dutos); e (9) dados sobre a geografia política das áreas e suas respectivas infra-estruturas viárias; (10) dados sobre a eletrificação local. O desenvolvimento do SIGPETRO-BA foi dividido em três etapas: (1) o SIGPETRO-BA Versão BETA-1.0 (protótipo desenvolvido durante a graduação para ser testado e aperfeiçoado na Academia); (2) o SIGPETRO-BA Versão PRO-1.1, (ainda em desenvolvimento e destinado ao acesso restrito on-line de parceiros do projeto); e (3) o SIGPETRO-BA Versão SERV-1.1 (em fase de planejamento e direcionado a empresas e órgãos públicos como ferramenta para planejamento e estabelecimento de infra-estrutura urbana ou rodoviária).

____________________________________________Faria, D.A.2008. Trabalho Final de Graduação.


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ABSTRACT

The main objective of the present work was to produce the computational system SIGPETRO-BA - a database tool based on the Geographic Information Systems (GIS) platform, to the Upstream Onshore Sector in the State of Bahia-Brazil. The SIGPETRO-BA is aimed at providing (1) a dynamic computational tool (allowing constant updates and improvements), and (2) a practical tool (allowing fast and friendly access to user of different levels of knowledge). A SIGPETRO-BA preliminary version was developed along this under-graduation work. This version will be improved, expanded and transformed into an online tool in a subsequent stage. However, this preliminary version is completely functional and provides a significant contribution to several players within the Bahia Upstream Onshore Sector including the following categories of systematized information (layers): (1) the ring fences of areas of marginal accumulation of oil and gas in the Reconcavo Basin (areas under concession of small operators or thus far in the hands of ANP after being returned by PETROBRAS); (2) the ring fences in mature areas; (3) other onshore production areas; (4) exploratory frontiers (blocks and areas indicated for ANP concession bids); (5) the georeferenced plotting and characterization of all wells within the State of Bahia; (6) the physical-chemical characterization of the produced oils (API); (7) the Geological characterization (Geological Maps); (8) data on oil and gas lines for the transportation of production; e (9) Political Geography data and all road transportation infrastructure available; (10) data on the Electric Grid. The development of the SIGPETRO-BA was divided into three main phases: (1) the SIGPETRO-BA Version BETA-1.0 (prototype developed during this under-graduation work to be tested and improved in the Academia); (2) the SIGPETRO-BA Version PRO-1.1, (under development and aimed at restricted online access to project partners); e (3) the SIGPETRO-BA Version SERV-1.1 (under preliminary development to be directed to selected companies and public offices as a planning tool for the establishment of urban and transportation infrastructure).



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LISTAS DE FIGURAS

Figura 01 – Esquema Funcional do SIGPETRO. 02 Figura 02 – Mapa de localização e situação da área em estudo. 05 Figura 03 – Modelos de evolução tectônica do rifte Recôncavo Tucano Jatobá. 10 Figura 04 – Carta cronoestratigráfica da Bacia do Recôncavo. 14 Figura05 – Arcabouço estrutural e campos de petróleo da Bacia do Recôncavo. 15 Figura 06 – Seção geológica A-A' esquemática do compartimento Sul da Bacia do Recôncavo. 15 Figura 07 – Paleogeografia durante a deposição da Formação Taquipe. 15 Figura 08 – Paleogeografia sin-rifte da Bacia do Recôncavo. 15 Figura 09 – Prolongamento da vida de projetos e oportunidades para aumento da produção. 19 Figura 10 – Demonstração da interface gráfica do ArcView. 24 Figura 11 – Demonstração da utilização dos Layers como importante ferramenta. 25 Figura 12 – Mapa de localização dos blocos leiloados nos Bid’s da ANP. 35



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LISTA DE TABELAS

Tabela 01 – Distribuição das Concessões na Bahia por Operadoras. 20 Tabela 02 – Tipos e quantidades de poços. 26 Tabela 03 – Poços (dados públicos) da Bacia do Recôncavo. 26 Tabela 04 – Poços de exploração (dados públicos) da Bacia do Recôncavo. 27 Tabela 05 – Campos produtores, Tipologia do Óleo, Concessionário. 31 Tabela 06 – Características do Petróleo. 32 Tabela 07 – Tipos de Hidrocarbonetos por Cromatografia Gasosa. 32

Tabela 08 – Métodos de Análises. 33 Tabela 09 – Dados da Destilação. 33 Tabela10 – Hidrocarbonetos Leves Recolhidos Na Desbutanização. 34



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LISTAS DE GRÁFICOS

Gráfico 01 – Matriz energética mundial – perspectivas para 2030. 03 Gráfico 02 – Evolução das Reservas Provadas de Petróleo e Gás Natural na Bahia entre 1996 a 2005. 21 Gráfico 03 – Evolução da Produção de Petróleo (com LGN) na Bahia 21 Gráfico 04 – Evolução da produção de Gás Natural na Bahia. 22 Gráfico 05 – Evolução dos Royalties pagos no Estado da Bahia 36



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SUMÁRIO

Resumo vi Abstract vii Lista de Figuras viii Lista de Tabelas ix Lista de Gráficos x Sumário xi CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO

1.1 – Considerações Gerais 01 1.2 – Localização e Vias de Acesso 05 1.3 – Objetivo 06 1.4 – Justificativa e Aplicações 06 1.5 – Background 07 1.6 – Dados Técnicos 08 1.7– Metodologia 08

CAPÍTULO 2– GEOLOGIA DAS ÁREAS PRODUTORAS DA BAHIA

2.1– Arcabouço Estrutural 09 2.2 – Malha Sísmica 2D e 3D das bacias do Recôncavo e Tucano 11 2.3 – Unidades Estratigráficas 11

CAPÍTULO 3 - O SEGMENTO ONSHORE DA BAHIA

3.1 – Breve Histórico 16 3.2 – Dados (DiagPetro) 19 3.3– Perspectivas 22

CAPÍTULO 4 – O SIGPETRO-BA

4.1 Descrição 23 4.2. Conceitos Técnicos 24

4.2.1 Layers 24



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4.2.2 Raster 25 4.2.3 CAD 25 4.2.4 Shapefile 25

CAPÍTULO 5 – LAYER CARACTERIZAÇÃO DE POÇOS

5.1 – Poços – Ativos, Secos, Abandonados, Produtores, ou Injetores 26 5.2 – Geologia do Reservatório 30 5.3 – Tipologia do Óleo 30 5.4 – Volumes produzidos 30

CAPÍTULO 6 – LAYER SUPORTE TECNICO E REGULATÓRIO

6.1– Aspectos Regulatórios (Ring Fences, Concessionários, Leilões de Concessão, etc.) 35

6.2 – Eletrificação (COELBA) 37 6.3 – Malha Dutoviária (Gasoduto – BahiaGás e Oleoduto – TransPetro)

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CAPÍTULO 7 – CONSIDERAÇÕES FINAIS 38 REFERÊNCIAS BILIBLIOGRÁFICAS 40 GLOSSÁRIO 44 ANEXOS: ANEXO I – MAPA SIGPETRO-BA ANEXO II – CD SIGPETRO-BA Versão BETA-1.0.




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CAPÍTULO 1

INTRODUÇÃO

1.1 – Considerações Gerais Assim como em outras áreas do conhecimento, o setor upstream de

petróleo e gás tem se tornado mais complexo exigindo um controle maior de variáveis críticas e outros parâmetros anteriormente ignorados. A internalização de dados diversos vem auxiliando no gerenciamento de riscos financeiros em modelos decisórios e no gerenciamento de riscos ambientais e de imagem. Os crescentes custos associados ao gerenciamento de todas essas informações levaram a uma necessidade da integração das diferentes áreas do conhecimento, da fusão dos dados, da redução dos riscos, do gerenciamento das incertezas e de aproximações multidisciplinares realizadas no segmento upstream (Produção e Exploração) de petróleo.

. Esta integração de disciplinas tem se tornado cada vez mais importante.

Popularizam-se, então, os conceitos de Multidisciplinaridade, Interdisciplinaridade e Transdisciplinaridade e, como resultado, verificou-se que a integração de dados de diversas categorias começou a refletir na integração das disciplinas. Em função disto, novas técnicas computacionais inteligentes tornaram-se cada vez mais necessárias, contribuindo para a integração e aplicação destas diferentes disciplinas tais como: Geologia, Geoquímica de Superfície, Geoestatística, Geomorfologia, Geografia Física, Engenharia de Reservatórios, Prospecção, dentre outras.

Uma dessas ferramentas, hoje amplamente utilizadas, é o Sistema de

Informação Geográfica (SIG) ou GIS (sigla em inglês). O SIG é composto de hardware, software e dados para captura, gerenciamento, análise, e visualização de todas as formas de informações geograficamente referenciadas. O SIG é geralmente associado a um mapa. No entanto, um mapa é apenas uma das formas de sistematizar e trabalhar dados - apenas um dos produtos gerados pelo SIG. Por meio do SIG, um número significativo de capacitações de solução de problemas e tomadas de decisão pode ser fornecido aos usuários. É possível, igualmente, criar um processo de abastecimento de novos dados em tempo real. Um SIG pode ser visualizado em três diferentes formas: (1) banco de dados; (2) mapas; e (3) modelos.

O SIG é, de fato, uma real conquista em termos de ferramenta e

métodos para trabalhar questões ambientais, geográficas, geológicas, de planejamento, negócios e outras disciplinas. Com o auxílio da cartografia, sensoriamento remoto, Sistema de Posicionamento Global (GPS), fotogrametria, o SIG evoluiu em uma disciplina específica com sua base de pesquisa própria já conhecida como Ciências de Informações Geográficas.



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Ainda, por meio de ferramentas computacionais e outras tecnologias de servidores, dados podem ser acessados, analisados e abastecidos via Internet, fornecendo uma ferramenta mais dinâmica e eficiente.

O desenvolvimento destas novas ferramentas que tinham como principal

objetivo a redução dos riscos exploratórios tem se tornado uma ferramenta de gestão integrada e eficiente de tomada de decisão almejada por Instituições e empresas que buscam a descoberta de novos campos de petróleo e gás natural. Em particular, a geoquímica de superfície juntamente com a sísmica, a análise estrutural e as imagens de satélite, costumam ser integradas numa etapa preliminar que antecede as atividades de prospecção mais onerosas, como a sísmica 3D. Historicamente, tem-se comprovado que a integração de ferramentas de diferentes disciplinas tem contribuído significativamente para reduzir os riscos e os custos operacionais nas etapas seguintes de avaliação do campo de petróleo e gás natural.

Com este propósito, diversas técnicas computacionais baseadas em

georeferenciamento de dados têm sido empregadas com sucesso na indústria de petróleo e gás. Dentre estas técnicas estão à utilização software para a construção de mapas geológicos como o Arcgis, que oferecem uma excelente oportunidade e um grande desafio para a resolução de problemas práticos e mais complexos na construção de mapas geológicos.

Outro aspecto importante destas técnicas computacionais é o conceito da incorporação da informação Geológica na forma de conhecimento inteligente, aplicadas nos processos de tomada de decisão e solução de problemas. Esta capacidade tem se intensificado na Indústria do Petróleo.

Atualmente, o petróleo, além de ser o principal componente da Matriz

Energética Mundial, está presente em várias escalas em todas as áreas produtivas da economia, incluindo o setor de alimentos (exemplo: combustíveis diversos como gasolina, diesel, querosene, gás de cozinha, óleo combustível;

Figura 01: Esquema Funcional do SIGPETRO.



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Gráfico 01: Matriz energética mundial – perspectivas para 2030 Fonte: IEA, 2005.

lubrificantes, compostos químicos, fertilizantes, fármacos, e muito outros como pneus, borrachas, fósforos, chicletes, filmes fotográficos, plásticos, etc.) (THOMAS, 2001; SHREVE; BRINK JR., 1997).

A participação do petróleo na matriz energética mundial, crescente

desde o século passado, tende a se estabilizar, continuando a ser a maior contribuição (35,0%) na perspectiva para o ano de 2030, como mostra a Figura 1 (IEA, 2005).

De acordo com Ferreira (2008), com a promulgação da Lei nº 9.478/97, que aboliu o monopólio da exploração e produção de petróleo e gás natural, a aquisição de blocos exploratórios nas licitações promovidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis (ANP), passou a ser o único meio legal no Brasil para a concessão do direito de exercício de exploração e produção de hidrocarbonetos. Para incentivar o ingresso de pequenas e médias empresas neste nicho específico, foram disponibilizadas áreas inativas com acumulações marginais e outras, como por exemplo campos antigos, que haviam sido devolvidos pela PETROBRAS à ANP.

Aproximadamente dezoito (18) pequenas empresas atuam hoje na

região petrolífera do Recôncavo Baiano, produzindo e processando diferentes tipos de óleos. A infra-estrutura, muitas vezes deteriorada, é um dos problemas



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encontrados por essas empresas. Adicionalmente, existem limitações na capacidade de estocagem e de separação. Este cenário resultou da fragmentação da antiga estrutura de produção da PETROBRAS ocorrida com o retorno das áreas marginais atualmente operadas por pequenas concessionárias (Ferreira, 2008).

Uma possível solução para o problema poderia ser o estabelecimento de

uma unidade comum de tratamento que funcionaria em um modelo de condomínio. No entanto, a solução deste e de vários outros desafios deste nicho dependem da prospecção e sistematização de informações críticas que atualmente não são facilmente acessíveis ao segmento.

O objetivo principal do presente trabalho é criar uma ferramenta

integrada (vários níveis de informação), dinâmica (sendo atualizada com freqüência acompanhando o dinamismo do Setor 1 ) e eficiente (prática e “amigável”2). Para tanto, as seguintes etapas serão percorridas: (1) identificar os principais protagonistas deste processo; (2) identificar as informações críticas para serem incluídas como layers (camadas); (3) identificar e selecionar as ferramentas computacionais necessárias; (4) organizar e sistematizar os dados e as categorias de informações; (5) estabelecer contato e buscar a disponibilização de bancos de dados georeferenciados de potenciais parceiros; (6) integrar dados disponíveis e sistematizar as informações de modo a criar uma ferramenta mais eficiente e dinâmica; (7) ajustar a primeira versão da ferramenta que resultará no produto final desta monografia; (8) identificar alternativas para regras operacionais e disponibilização de dados para o Setor, inclusive vislumbrar a possibilidade de transformar esse projeto em um Spin-Off3.

O produto proposto pelo presente trabalho (o SIGPETRO-BA) é, portanto, uma ferramenta esperada com certa expectativa pelos protagonistas do Segmento Upstream Onshore de Petróleo e Gás. Destaca-se também a importância do fornecimento de dados em um só “balcão” para os potenciais novos entrantes do Setor, facilitando o processo decisório, reduzindo custos e auxiliando na criação de um ambiente mais atrativo e competitivo.

Este trabalho vem ao encontro da estratégia do Instituto de Geociências

de fortalecer sua atuação no Setor de Energia e de estreitar sua interlocução com o Segmento de Produção de Petróleo e Gás Natural Onshore. Adicionalmente, o presente trabalho enquadra-se na estratégia da Universidade Federal da Bahia de tornar-se um protagonista na área de Campos Maduros. 1 É freqüente a devolução de áreas por concessionários à ANP. Poços são também perfurados e abandonados com freqüência. Essa dinâmica gera a necessidade de um mecanismo de atualizações automáticas ou freqüentes. 2 Amigável: neologismo derivado do termo em inglês User-Friendly. Usado comumente na área de Informática e Computação. 3 Spin-off: Conceito envolvendo a criação ou desenvolvimento de produtos, técnicas, equipamentos, patentes e/ou negócios gerados a partir de projetos de pesquisa aplicada na Academia. Envolve também uma cultura de pesquisa aplicada, inovação e empreendedorismo.



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1.2 – Localização e Vias de Acesso A área de estudo compreende aproximadamente 13.480 km2 dos quais 6.427 km2 fazem parte do embasamento cristalino e o restante pertence a Bacia Sedimentar do Recôncavo. A área está delimitada pelos paralelos 12°00’, 13°30’ S e meridianos 38°00’, 39°00’ W. A área está situada no Estado da Bahia na porção do extremo leste. As cidades mais importantes economicamente dentro desta Província Petrolífera são Salvador, Catu, Alagoinhas, São Sebastião do Passé, Candeias e São Francisco do Conde. Na Figura 02 são também indicados as sedes e limites municipais e as principais vias de acesso à área.

Figura 02: Mapa de localização e situação da área em estudo. Fonte:(modificado de Neto et al. 1981).

Escala 1: 500.000

Escala 1: 1.000.000

Escala 1: 5.000.000



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1.3 – Objetivo Esta monografia tem como objetivo principal a criação da Ferramenta

SIGPETRO-BA, um banco de dados georeferenciado para o Segmento Upstream Onshore. O SIGPETRO-BA pretende fornecer uma ferramenta dinâmica, possibilitando sua atualização e aperfeiçoamento constante, e prática, possibilitando uma operação amigável.

O Projeto SIGPETRO-BA inclui: (1) a identificação e o mapeamento dos

ring fences em áreas de produção com acumulações marginais de petróleo e gás na Bacia do Recôncavo (áreas sob concessão de pequenos operadores ou em posse da ANP após terem sido devolvidas pela PETROBRAS); (2) a identificação e o mapeamento dos ring fences em áreas maduras sob concessão da PETROBRAS; (3) áreas de produção; (4) fronteiras exploratórias (Blocos e Áreas indicadas para os Leilões de Concessão); (5) o posicionamento georeferenciado e a caracterização de todos os poços da Bahia; (6) a caracterização físico-química dos óleos produzidos (Grau API); (7) a caracterização da geologia das áreas produtoras; (8) dados sobre a infra-estrutura de escoamento de produção (dutos); (9) dados sobre a geografia política e infra-estrutura viária; (10) dados sobre a eletrificação das áreas de produção; etc.

O projeto pretende ainda prosseguir em uma fase posterior com a

produção de outras versões do SIGPETRO-BA para usos específicos.

1.4 – Justificativa e Aplicações Segundo Ferreira (2006), o mercado brasileiro deve caminhar para uma nova configuração tendo (1) a PETROBRAS como responsável pela execução da política energética nacional; (2) as grandes empresas e independentes na composição de investimentos em grandes empreendimentos e/ou em fronteiras exploratórias para diluição dos riscos; e (3) as pequenas e médias empresas pulverizando o mercado para pequenos projetos em campos maduros ou áreas marginais. O Estado da Bahia é um Protagonista no item 3 dessa nova ordem.

Destaca-se que continuam existindo grandes oportunidades de novas descobertas dentro da Bacia do Recôncavo, que é considerada uma província madura. Isto pode ser evidenciado pela quantidade de blocos e áreas sendo licitadas ao redor das atuais áreas de produção.

Este projeto vem assim ao encontro da expectativa da Universidade

Federal da Bahia em tornar-se uma referência na pesquisa de Campos Maduros e do Instituto de Geociências em intensificar sua atuação nessa área. É importante ressaltar que: (1) o Estado da Bahia tem uma Vocação Natural para Produção Onshore e para pesquisas em Áreas Maduras; (2) o Estado é Pioneiro na Produção de Petróleo Nacional; e (3) a UFBA é pioneira na formação de Recursos Humanos na área de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural.

Diante do exposto, a presente monografia intitulada SIGPETRO-BA,

Banco de Dados Georeferenciados do Segmento Onshore de Petróleo e Gás



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da Bahia é o resultado final do trabalho de pesquisa de graduação, com ênfase em Petróleo e Gás Natural, envolvendo as grandes áreas de Geociências, Economia e Gestão.

Por sua evidente importância como ferramenta integrada para processos

decisórios em várias fases da exploração e produção de petróleo e gás natural, houve uma significativa disposição da indústria e de outros setores em apoiar o projeto.

1.5 – Background

O projeto foi concebido, elaborado e coordenado pelo Prof. Doneivan F. Ferreira. Após sua concepção, buscou-se o apoio da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), da Associação das Empresas de Petróleo e Gás Natural Extraídos de Campos Marginais do Brasil (APPOM) e da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP).

Após o início das atividades de pesquisa e com a compreensão mais

detalhada do potencial de aplicação do SIGPETRO-BA, foram convidados como parceiros institucionais a BAHIAGÁS e a COELBA.

A evolução do conceito do SIGPETRO-BA levou a necessidade de

incorporação de novas categorias de dados, e, conseqüentemente, novas parcerias. Nesse momento está sendo negociada uma parceria com a TransPetro visando a disponibilização dos dados da malha dutoviária da PETROBRAS.

Durante esse processo foi levantada a questão da restrição do acesso a

dados que poderiam oferecer riscos quando utilizados de forma errada. Logicamente, algumas empresas como a BAHIAGAS e a TRASPETRO teriam restrições ao fornecimento irrestrito de dados georeferenciados de seus dutos no Estado.

Desse aparente impasse surgiu uma oportunidade. Tais dados poderia

fornecer uma eficiente e importante ferramenta quando utilizadas apropriadamente. Por exemplo, se o Departamento Nacional de Infra-Estrutura de Transportes (DNIT) precisar trabalhar na ampliação da malha rodoviária no Recôncavo, saber o posicionamento exato de gasodutos e oleodutos, seria uma informação muito importante. Outros potenciais interessados em uma ferramenta como essa seriam: a Companhia de Desenvolvimento Urbano da Bahia (CONDER); a Empresa Baiana de Águas e Saneamento (EMBASA); a Companhia de Gás da Bahia (BAHIAGAS); a Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (COELBA); o Instituto de Meio Ambiente da Bahia (IMA – antigo CRA); o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA); etc.

Surgiu então a oportunidade de abrir uma nova fase deste mesmo

projeto onde serão elaboradas duas versões do SIGPETRO-BA: (1) a versão restrita, com dados restritos ao público geral e que será disponibilizada apenas



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para um grupo pré-definido de empresas e órgãos públicos; e (2) a versão aberta, com dados restritos mascarados (apenas a indicação não referenciada da presença das malhas dutoviárias). Essa segunda fase será desenvolvida no Projeto de Mestrado sendo proposto pelo aluno Denis Alves e o Prof. Doneivan F. Ferreira. 1.6 – Dados Técnicos

O projeto de desenvolvimento do SIGPETRO-BA foi dividido em três etapas: (1) o SIGPETRO-BA Versão BETA-1.0, protótipo desenvolvido durante a graduação para ser testado e aperfeiçoado na Academia; (2) SIGPETRO-BA Versão PRO-1.1, direcionado ao setor de petróleo, mas com acesso restrito via Internet para parceiros; (3) SIGPETRO-BA Versão SERV-1.1, direcionado a empresas e órgãos públicos como ferramenta para planejamento e estabelecimento de infra-estrutura urbana ou rodoviária.

O SIGPETRO foi desenvolvido inicialmente no ArcGIS. O ArcGIS é uma

coletânea de softwares de SIG que fornece uma plataforma padrão para análise espacial, gerenciamento de dados, mapeamento e modelagem. O ArcGIS é produzido pela empresas ESRI uma líder no desenvolvimento de produtos de tecnologia em SIG.

1.7– Metodologia Os trabalhos que foram realizados seguiram a metodologia descrita abaixo, por meio das seguintes etapas: 1ª Etapa: Levantamento e pesquisas bibliográficas sobre a formação e evolução da Bacia Sedimentar do Recôncavo.

Nesta fase foi dada ênfase a trabalhos realizados com mapas digitalizados que pudessem ser usados para abastecer o Banco de Dados (SIG) da Bacia Sedimentar do Recôncavo. 2ª Etapa: Coleta de dados geológicos na ANP e em algumas empresas que apoiaram institucionalmente o trabalho. Esta coleta foi realizada via internet nos Bancos de Dados da ANP. Esse processo foi realizado com uma das ferramentas do Software Arcview 8.3 denominada GisServe. 3ª Etapa: Consiste na criação de um Banco de Dados (SIG) preliminar, e na produção da primeira versão visual dos dados (o mapa preliminar). Esse mapa é o resultado da integração de todos os dados coletados até aquele momento. 4ª Etapa: Esta etapa teve como objetivo a produção do manuscrito, o trabalhamento dos dados coletados, a produção dos mapas e outras atividades correlatas.



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Ao longo de todo projeto, foram realizadas reuniões periódicas com o orientador. Uma parte importante do projeto foi a disponibilização dos dados das empresas e instituições (COELBA, BAHIAGAS, ANP, PETROBRAS, etc) que foram conseguidas por meio de reuniões entre representantes institucionais e o orientador. Os dados que não foram disponibilizados a tempo, serão internalizados na segunda etapa do projeto prevista para o início de 2009.

O projeto foi desenvolvido no período iniciado em Agosto/2007 até Dezembro/2008.

CAPÍTULO 2

GEOLOGIA REGIONAL

2.1 – Arcabouço Estrutural A origem das Bacias do Recôncavo, Tucano e Jatobá está relacionada aos esforços distensivos responsáveis pela fragmentação do continente Gondwana, e que foi responsável pela formação do Oceano Atlântico. É possível explicar essa tafrogênese através dos modelos de evolução tectônica do rifte Recôncavo Tucano Jatobá: o modelo da microplaca, baseado em Milani (1987); o modelo do megacisalhamento, segundo Cohen; o modelo do deslocamento crustal simples, segundo Uesami et al. (1986); o modelo de deslocamento crustal duplo, segundo Castro Jr. (1987) e os modelos de abertura do rifte para os Andares Meso–Rio da Serra e Jiquiá, baseado em Magnavita (1992) Figura 03. O limite entre Recôncavo e Tucano Sul ocorre no Alto de Aporá. A Bacia do Tucano compreende três (3) sub-bacias: Norte, Central e Sul. As suas afinidades estruturais e estratigráficas permitem a análise em conjunto dos segmentos sul e central. As bacias do Recôncavo e Tucano Sul/Central limitam-se com o embasamento a leste por falhamentos de grande rejeito, e a oeste por falhas menores ou mesmo flexuras. Na bacia de Tucano Norte/Jatobá há uma inversão de polaridade, com a falha principal situando-se a oeste/noroeste. O limite sul desta bacia, com a Sub-bacia de Tucano Central, é no sistema de falhas Vaza Barris. O arcabouço estrutural da Bacia do Recôncavo em geral possui forma de graben assimétrico alongado com direção N20/40E, com sua porção a leste sendo mais profunda, o que condiciona o mergulho regional das camadas para SE, em direção aos grandes depocentros da bacia (Milani, 1987) Figuras 05-06. Seu arcabouço interno exibe um conjunto de falhas normais sintéticas antitéticas paralelas a seu principal elemento tectônico (a Falha de Salvador), e algumas zonas de transferências NW–SE que acomodaram um deslocamento lateral diferenciado dos diversos compartimentos da bacia (Milani, 1987). Esse importante sistema de falhamento de direção N40–W, se consolida nas importantes falhas de: Mata–Catu e Itanagra–Araças, responsáveis pela



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subdivisão da bacia em seus setores Nordeste, Central e Sul que pode ser observado na Figura 05. A coluna estratigráfica da Bacia Sedimentar do Recôncavo permite subdividir e diferenciar três estágios evolutivos bem definidos nas fases pré-rifte, sin-rifte e pós-rifte.

Figura 03: Modelos de evolução tectônica do rifte Recôncavo Tucano Jatobá. (A) Modelo da microplaca, baseado em Milani (1987); (B) Modelo do megacisalhamento, segundo Cohen (1985); Modelo do deslocamento crustal simples, segundo Ussami et al. (1986); (D) Modelo de deslocamento crustal duplo, segundo Castro Jr. (1987) e Modelos de abertura do rifte para os Andares Meso–Rio da Serra; (E) e Jiquiá (F), baseado em Magnavita (1992).



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2.2 – Malha Sísmica 2D e 3D das bacias do Recôncavo e Tucano Os dados sísmicos, originados no século XX, são atualmente de fundamental importância para a exploração de petróleo, fornecendo informações estratigráficas e estruturais sobre as bacias sedimentares. Na década de 80, iniciou-se uma nova maneira de aquisição de dados sísmicos: a sísmica 3D, onde não mais era feito um levantamento bidimensional com alinhamento de fontes e receptores, e sim um levantamento de uma malha, fornecendo assim um dado sísmico tridimensional, considerado atualmente detalhado e que possibilitou um importante incremento na visualização de estruturas e no mapeamento tridimensional da Bacia Sedimentar do Recôncavo. 2.3 – Unidades Estratigráficas

A nomenclatura litoestratigráfica adotada obedece as definições de Viana et al. (1971), tendo sido incorporadas as modificações propostas por Silva (1978), Netto e Oliveira (1985), Silva et al. (1989), Aguiar e Mato (1990) e Picarelli e Caixeta (1991), por Caixeta et al. (1994). Embasamento Cristalino O embasamento da Bacia do Recôncavo é formado por rochas de idades entre o Arqueano e o Paleoproterozóico do Bloco Serrinha, Cinturão Móvel Salvador–Curaçá, Cinturão Móvel Salvador-Esplanada, e rochas de idade Neoproterozóica do Grupo Estância. Formação Afligidos: A Formação Afligidos definida por Viana et al. (1971) como membro da Formação Aliança, foi elevada a categoria de formação por Aguiar e Mato (1990), que a subdividiram nos membros Pedrão e Cazumba. O Membro Pedrão inclui arenito fino e muito fino cinza-claro a bege, com intercalações de siltito cinza-claro, rico em nódulos de sílex, e camadas de anidrita e halita. O Membro Cazumba se caracteriza por folhelhos vermelhos, com níveis siltícos esbranquiçados. Os contatos inferior com o embasamento e superior com a Formação Aliança são discordantes. Admite-se para as rochas do Membro Pedrão, uma deposição em ambiente litorâneo restrito, e para os folhelhos Cazumba um ambiente lacustre (Aguiar e Mato, 1990). Formação Aliança A Formação Aliança abrange os membros Boipeba e Capianga. O Membro Boipeba consiste de arcósio fino a médio, vermelho e marrom, com estratificação cruzada. O Membro Capianga é tipicamente caracterizado por folhelho vermelho-tijolo. A Formação Aliança está sobreposta em discordância a Formação Afligidos, e sotoposta concordantemente à Formação Sergi (Viana et al. 1971; Aguiar e Mato 1990). Depositados por sistemas flúvio-lacustre em clima árido, estas rochas possuem ostracodes não-marinhos de idade Neojurássica.



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Formação Sergi A Formação Sergi é caracterizada por arenitos finos à conglomerático, cinza-esverdeados e vermelhos, com estratificação cruzada acanalada e tabular. Ocorrem também intercalações de folhelhos vermelhos e cinza esverdeados, (Viana et al. 1971). Estas rochas foram depositadas por sistemas fluviais entrelaçados, com retrabalhamento eólico. Sua idade é presumida como neojurássica, unicamente pela sua posição estratigráfica já que conforma um pacote afossilífero. Formação Itaparica A Formação Itaparica é composta de folhelhos marrom e cinza-oliva. Depositada em um sistema flúvio-lacustre, sobreposta concordantemente à Formação Sergi e sotoposta em discordância a Formação Água Grande (Silva, 1978). As determinações bioestratigráficas feitas com base em ostracodes não-marinhos, conferem a Formação Itaparica uma idade Eoberriasiana. Formação Água Grande A Formação Água Grande é representada por arenitos grossos a finos, de coloração variada em tons de cinza e verde esbranquiçado, possuem uma composição predominantemente quartzosa, raramente feldspática. Os afloramentos são ricos em estratificações cruzadas em alguns níveis. Seu reconhecimento ocorre apenas nas bacias do Recôncavo e em estreita faixa meridional de Tucano Sul. Interpreta-se para estes arenitos uma deposição por sistemas fluviais e retrabalhamento eólico (Durães,1989). Formação Candeias A Formação Candeias predominantemente argilosa está interposta entre os arenitos Água Grande e os clásticos do Grupo Ilhas (Viana et al. 1971). Está subdividida em dois membros, Tauá e Gomo. O Membro Tauá se caracteriza por folhelho escuro, com partição acicular, enquanto o Membro Gomo é formado por folhelho cinza-esverdeado, laminado, com delgadas camadas de calcário e importantes corpos de arenitos turbidíticos, produtores em muitos campos da bacia. Estas rochas depositaram-se em ambiente lacustre, com subsidência rápida e forte aporte sedimentar. Formação Maracangalha A Formação Maracangalha reúne os Membros Caruaçu e Pitanga. Caracteriza-se por folhelho cinza-esverdeado e cinza-escuro. O Membro Caruaçu denomina as camadas lenticulares de arenitos fino e médio, com estratificações cruzadas tangenciais e estratificações plano-paralela, laminações por correntes e convolutas. Os arenito muito finos e maciços do Membro Pitanga permanecem conforme definido por Viana et al. (1971), relacionados a Formação Maracangalha pela intima associação com seus folhelhos. A Formação Maracangalha somente foi reconhecida na Bacia do Recôncavo. A partir de análises bioestratigráficas com base em ostracodes não-marinhos, deduz-se as idades neo-Rio da Serra e Aratu para esta formação, depositada em ambiente lacustre, com turbiditos intercalados.



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Formação Salvador A Formação Salvador é caracterizada pelos conglomerados e arenitos que ocorrem na borda leste das Bacias do Recôncavo e Tucano Sul/Central e borda noroeste da Bacia de Tucano Norte. Os conglomerados da Formação Salvador são o resultado de leques aluviais sintectônicos e marcaram a atuação das falhas de borda que caracterizaram a fase rift destas bacias, entre o Berriasiano e o Eoaptiano. Figura 08 Formação Marfim A Formação Marfim é caracterizada por arenitos muito finos a médios, bem selecionados, cinza-claro, com camadas de folhelho cinza esverdeado intercaladas (Viana et al. 1971). O membro Catu denomina um nível arenoso bem caracterizado e posicionado por correlação de marcos elétricos. Correspondem a depósitos de origem flúvio-deltáico. Formação Taquipe A Formação Taquipe caracteriza–se por folhelhos cinza, com estratificação paralela e lentes de arenito muito fino, maciço (Netto et al.1984). Esta unidade ocupa uma feição erosiva em forma de canyon, Figura 07, alongada na direção norte-sul e constatada na porção centro-oeste do Recôncavo, estendendo-se para norte até a Sub-bacia de Tucano Sul (Picarelli e Caixeta, 1991). Desta forma, a Formação Taquipe sobrepõe-se em discordância erosiva a Formação Pojuca, e é recoberta concordantemente pela mesma Formação Pojuca. Formação Pojuca A Formação Pojuca é constituída por arenito cinza muito fino a médio, folhelho cinza-esverdeado, siltito cinza-claro e calcário castanho que sobrepõem à Formação Marfim. O Membro Santiago é uma camada de arenito de distribuição regional, bem balizado por finas camadas calcárias, que compõe marcos de grande distribuição lateral, possibilitando ótimas correlações na porção centro-norte do Recôncavo. Formação São Sebastião A Formação São Sebastião é composta, primordialmente por arenitos intercalado com folhelhos com granulometria que varia de fina a grosseira, com uma coloração variada de cinza-claro a vermelho, friáveis. É dividida em três membros, da base para o topo, Paciência, Passagem dos Teixeiras e Rio Joanes. A idade cretácea inferior é indicada por ostracodes que diagnosticam os andares Buracica e Jequiá. Esta formação aflora em 2/3 da área da Bacia do Recôncavo, e constitui o grande aqüífero da bacia. Esses depósitos correspondem a sistemas fluviais.



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Formação Marizal A Formação Marizal é constituída dominantemente por arenitos,

conglomerados, e secundariamente por siltitos, folhelhos e calcários. Sua coloração varia de cinza a amarelo avermelhado. A sua base é caracterizada por conglomerados polimíticos com matriz arenosa. São depósitos de leques aluviais com pequenos lagos restritos associados. Idade aptiana (Cretáceo Inferior). Formação Sabiá A Formação Sabiá é uma unidade de ocorrência limitadíssima na bacia, marinha em sua origem, representando um rápido, localizado e esporádico aumento do nível do mar. Composta por folhelhos cinza-esverdeados, com intercalações de arenitos finos e lentes de calcários. Formação Barreiras A Formação Barreiras é constituída por arenitos, argilitos e conglomerados com matriz caulinítica e lamitos. Granulometria exibindo desde sedimentos finos até conglomeráticos. Com estratificações cruzadas acanaladas e laminações plano–paralela; com menor presença as estruturas de granodecrescência ascendentes e canais. Depositado em forma de tabuleiro apresentando pequena inclinação em direção ao litoral, encontra – se depositada sobre rochas tanto do Mesozóico quanto do Embasamento Cristalino.

Figura 04 – Carta cronoestratigráfica da Bacia do Recôncavo. (Fonte: CAIXETA, J .M. et al.,1994 )



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Figura 06: Seção geológica A-A' esquemática do compartimento Sul da Bacia do Recôncavo. Observa – se que o depocentro da bacia esta na parte Leste, visto que foi controlado pela falha de borda (Falha de Salvador). (Fonte: Petrobras/E&P – BA 2002).

Figura 05: Arcabouço estrutural e campos de petróleo da Bacia do Recôncavo. A- A' refere-se à seção geológica da figura 06. (Fonte: Petrobras/E&P – BA 2002).

Figura 08: Paleogeografia sin-rifte da Bacia do Recôncavo (modificado de Medeiros e Ponte, 1981). (Fonte: Petrobras/E&P – BA 2002).

Figura 07: Paleogeografia durantea deposição da FormaçãoTaquipe (modificado deFigueiredo et al. 1994). (Fonte: Petrobras/E&P – BA 2002).



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CAPÍTULO 3

O SEGMENTO ONSHORE DA BAHIA

3.1 – Breve Histórico A seguinte revisão histórica baseia-se principalmente no trabalho da

DiagPetro (2006), Zamith (2008) e Ferreira (2008).

No contexto histórico, primeiramente deve-se levar em consideração as dimensões continentais do Brasil. São aproximadamente 6.9 milhões de Km2, de Bacias Sedimentares terrestres e marítimas (onshore e offshore, respectivamente).

As atividades do setor têm seu inicio com campanhas exploratórias no

final do século XIX, mais precisamente em 1892, no Estado de São Paulo na região de Bofete. No entanto, essa campanha não obteve sucesso.

Em 1930, na região de Lobato na Bahia, Manoel Inácio de Bastos e

Oscar Cordeiro, ao tomarem conhecimento de uma briga entre fazendeiros da região devido a uma suposta mancha preta de óleo na água, enviaram uma notificação ao recém criado Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM), da existência de petróleo na região. A notificação foi ignorada pelo órgão.

Em 1930, o escritor Monteiro Lobato fundou a Companhia Nacional de

Petróleo (CNP), e inicia uma discussão inédita no país envolvendo a existência de petróleo em território nacional. A descoberta de petróleo na Bahia com a perfuração do poço DNPM–163 em janeiro de 1939 fez com que a ocorrência de petróleo no Brasil deixasse de ser um sonho ou motivo de especulação para se transformar em realidade. Essa região, mais tarde, passaria a se chamar Lobato.

Já na década de 40 existia uma grande discussão sobre a política

adotada na exploração de petróleo no país. Depois de uma grande campanha de participação popular, tendo seu slogan “O Petróleo é Nosso”, o presidente Getúlio Vargas instituiu com a assinatura da Lei 2004 o monopólio estatal de pesquisa e lavra, do refino e do transporte do petróleo, em 3 de outubro de 1953 tendo a PETROBRAS como órgão executor do monopólio de exploração e produção.

A Petrobras iniciou sua operação no dia 10 de maio de 1954, com um

patrimônio de cerca de US$ 165 milhões, em instalações e equipamentos, com uma produção inicial de 2.700 barris de petróleo por dia.

No final da década de 60 a produção alcançava 172 mil barris/dia de

petróleo e 3,3 milhões de m3/dia de gás natural. Nesta mesma década de 60



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tem início a exploração da plataforma continental brasileira e no segundo poço perfurado, 1 – SES – 1A em setembro de 1968, se descobre a primeira acumulação comercial na parte marítima da Bacia de Sergipe, batizada como Campo de Guaricema.

Na década de 70 vieram os choques de 1973 e 1979, e a conseqüente

elevação dos preços pelos países membros da OPEP, trouxeram sucessivos impactos para nossa economia, como as incertezas quanto a garantia de suprimentos. Com tudo isso o país através da Petrobras, é compelido a fazer grandes investimentos em pesquisa de petróleo onshore e offshore.

Com a criação da Lei nº 9.478/97 (Lei do petróleo), foi criado o Conselho

Nacional de Política Energética (CNPE), e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis (ANP), estabelecendo um claro objetivo de garantir a utilização dos recursos fósseis do país. E com isso é formado um novo nicho de mercado: a produção de petróleo e gás em áreas de acumulações marginais.

Em uma perspectiva regulatória, Campos Marginais de petróleo são

aqueles campos que produzem predominantemente petróleo, cuja produção de petróleo à época da assinatura do termo de cessão não ultrapasse 500 barris diários e cuja última previsão de produção aprovada pela ANP também não ultrapasse esse limite, enquanto que campos marginais de gás natural são aqueles campos que produzem predominantemente gás natural não associado, cuja produção de gás natural à época da assinatura do termo de cessão não ultrapasse 70.000 metros cúbicos diários de gás não associado e cuja última previsão de produção aprovada pela ANP também não ultrapasse esse limite. Caso não haja infra-estrutura próxima (a até 10 quilômetros de distância) para o escoamento do gás produzido, o limite para efeito da definição de campo marginal de gás natural passará de 70.000 para 150.000 metros cúbicos diários de gás não associado (Portaria 279/2003 da ANP).

De acordo com Ferreira (2008), em uma perspectiva técnica-econômica, um campo marginal é aquele que produz à margem da economicidade. Ou seja, pequenas variações mercadológicas fazem com que o campo passe de um VPL positivo para um negativo. Sob esse aspecto, os seguintes fatores podem determinar a marginalidade e economicidade de um campo:

• estratégia do concessionário; • porte ou escala; • questões técnicas; • gargalos e infra–estrutura; • comercialização de seu óleo; • mercado; • contingências; etc.



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Tecnicamente, um Campo Maduro é um campo que atingiu seu pico de produção ou tem uma produção declinante (variáveis físicas e cronológicas) (Ferreira, 2008).

No contexto deste trabalho, o termo “Campos com Acumulações

Marginais” pode indicar: (1) campos inativos e explorados, desenvolvidos e explotados pela PETROBRAS ao longo das ultimas décadas; (2) campos maduros devolvidos; (3) campos marginais devolvidos; e (4) campos identificados, mas nunca desenvolvidos por questões econômicas ou estratégicas e devolvidos a ANP (Ferreira, 2008).

Com a descoberta de grandes reservatórios na Bacia de Campos

durante as décadas de 70 e 80, a PETROBRAS aumentou seus investimentos e trabalhos nas áreas marítimas tendo assim grandes e importantes resultados. Assim as bacias produtoras terrestres, e também outras bacias não exploradas (fronteiras exploratórias), foram deixadas em segundo plano na estratégia econômica da Empresa. Inclusive, essa estratégia levou ao abandono de alguns campos.

Diante das principais causas de abandono temporário ou permanente de

projetos ao longo desses anos são: mercado desfavorável, isto é, projetos com uma economicidade marginal sob um cenário prolongado de baixos preços; baixo volume recuperável remanescente; alta razão gás/óleo num cenário onde não existia um mercado estabelecido para o gás produzido, como existe hoje (Ferreira, 2008).

O processo decisório concernente a continuidade de projetos em

campos produtores em áreas de acumulações marginais possui fatores críticos de risco envolvendo incertezas e custos no investimento. No entanto, o risco exploratório já não existe, pois já foi absorvido em fases anteriores. A maior limitação dentro desse cenário é relacionada aos baixos retornos (baixo VPL).

O prolongamento da vida da maioria desses projetos exige um

gerenciamento da produção declinante com investimentos em tecnologias tradicionais e emprego dos recursos em técnicas para o aumento da recuperação (convencional e avançada). A assimilação de novas tecnologias não é uma característica do cenário de campos marginais. Não são incomuns os esforços exploratórios para a identificação de novos reservatórios nessas áreas, mas tudo sob uma análise de viabilidade técnico–econômica (Ferreira, 2008). Na Figura 09 é possível identificar as fases do ciclo de vida de um campo de petróleo e gás.

A indicação de viabilidade econômica de um campo vem da avaliação de variáveis técnicas sob a perspectiva do cenário mercadológico. Se o campo for definido como marginalmente econômico, a empresa deverá decidir se retornará o campo à ANP. Quando a devolução ocorrer, após a definição da viabilidade de re-ofertar a área, a Agência prepara as informações necessárias para o leilão licitatório de campos com acumulações marginais.



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O novo concessionário da área deverá reabilitar o campo com intervenções atendendo assim parte dos compromissos do Programa Trabalho Inicial (PTI). Caso o campo venha ser caracterizado como não-econômico para o novo concessionário, um novo retorno será feito a Agência. O início das operações, os investimentos, as condições da estrutura local e as técnicas de gerenciamento da produção, deverão determinar a taxa de produção total do campo (Ferreira, 2008). Com isso, fica evidenciado que o foco do negócio em campos com acumulações marginais está na maximização e da otimização da produção diária, inclusive por meio da acentuada minimização das perdas da produção nos quais seus principais itens são: a redução do tempo do poço parado; redução do seu ciclo de reparos; e criteriosa escolha de método para elevação da sua produção. Com custos operacionais mais baixos, pequenas empresas podem viabilizar a operação de campos com baixa produção (Ferreira, 2008).

3.2 – Dados (DiagPetro) Uma parceria entre a FAPESB, a UNIFACS, o SEBRAE, a RedePetro e a PETROBRAS resultou na produção da publicação DiagPetro – Diagnóstico da Cadeia de Suprimentos dos Segmentos de Exploração Produção, Refino e Transportes de Petróleo e Gás Natural na Bahia. O DIAGPETRO está sustentado em uma sólida base de informações sobre o histórico e as principais atualidades e perspectivas para o Setor no estado. O Estudo ainda apresenta um panorama geral sobre a situação do petróleo no mundo, no Brasil e na Bahia, demonstrando sua evolução ao longo do tempo e a importância que ele exerce na economia.

Figura 09: Prolongamento da vida de projetos e oportunidades para aumento da produção. Fonte: (Ferreira, 2008)



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No fim da década de 70 até a metade da década de 80, foram descobertos vários campos na borda nordeste da Bacia do Recôncavo, destacando–se o de Fazenda Bálsamo. Vários outros campos foram descobertos, nos anos seguintes. Outro importante campo foi a Fazenda Alta das Pedras, em março de 1997, que viria a se tornar o último campo terrestre antes da criação da ANP. A partir de 1997, final do período e do tempo em exercício do monopólio estatal exercido pela PETROBRAS, a produção média de petróleo da Bacia do Recôncavo era de 58.264 barris/dia, e 5.03 milhões de metros cúbicos dia de Líquido de Gás Natural (LNG). As reservas provadas existentes até o final do ano de 2006 somavam 382 milhões de barris de óleo equivalente (ANP).

Com o fim do monopólio outras empresas operadoras começam a entrar no cenário baiano, algumas dessas atuando sozinhas e outras em parceria com a Petrobras. Em 2006, 18 empresas estavam operando concessões em todo o Estado, sendo que 6 delas possuíam áreas com acumulações marginais obtidas na 1ª Rodada de Acumulações Marginais realizada pela ANP, isso em outubro de 2005. Tabela – 01 Distribuição das Concessões na Bahia por Operadoras Fonte: ANP, 2006. Nota: M = Mar, T = Terra.

OPERADORA CONCESSÕES

EPLORAÇÃO DESENVOLVIMENTO DA PRODUÇÃO PRODUÇÃO TOTAL

T M T M T M T M BrazAlta Brasil Norte Comercialização de Petróleo Ltda. 11 0 0 0 0 0 11 0

Devon Energy do Brasil Ltda. 0 1 0 0 0 0 0 1

El Paso Óleo e Gás do Brasil Ltda. 0 1 0 2 0 0 0 3

Eni Oil do Brasil S.A. 0 1 0 0 0 0 0 1

Petróleo Brasileiro S.A (UN-BA) 15 18 2 3 78 0 95 21

Petrosynergy Ltda. 8 0 1 0 0 0 9 0

Queiroz Galvão Óleo e Gás S.A 1 1 0 0 0 0 1 1

Petrorecôncavo S/A. 2 0 1 0 14 0 17 0 Silver Marlin Exploração e Produção de Petróleo e Gás Ltda. 5 0 0 0 0 0 5 0

Starfish Oil & Gás S.A 5 0 0 0 0 0 5 0

Statoil do Brasil Ltda. 0 4 0 0 0 0 0 4 W. Washington Empreendimentos e Participações Ltda. 13 0 0 0 4 0 17 0

OPERADORAS DA 7ª RODADA

Alcom Comércio de Óleos Ltda. 3

Construtora Pioneira S/A 2

Egesa Engenharia S.A. 1 Orteng Equipamentos e Sistemas Ltda. 1 Panergy Consultoria e Partic. Em Negócios em Energia Ltda. 1 SINALMIG Sinais e Sistemas e Programação Virtual Ltda. 1

TOTAL 60 26 4 5 105 0 169 31



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Essas empresas operam juntas cerca de 200 concessões, que estão

distribuídas conforme a Tabela 01 onde destacam-se quatro concessões operadas pela empresa W. Washington que foram adquiridas diretamente da Petrobras, por processo licitatório em 2001, e pela Petrorecôncavo que passou a operar doze concessões por meio de um Contrato de Produção com Cláusula de Risco (CPCR), assinado em 2000 com a Petrobras (ANP, 2006).

Entre agosto de 1996 e dezembro de 2005 foram descobertos no Estado

da Bahia os campos terrestres de Curió, Jandaia e Tangará, pela Petrobras, e o campo Uirapuru pela operadora independente Petrosynergy, que levaram ao aumento das reservas provadas, estabilizando a queda e mantendo a produção acima dos 50 (cinqüenta) mil barris/dia, conforme indicado no Gráfico 03.

A produção média diária em 2005 de petróleo somada a de LGN, foi de 51.545 barris/dia, muito perto do produzido em 2004, conforme indicado no Gráfico 03 que demonstra uma evolução deste indicador desde 1941. Como indicado, a produção de petróleo no Estado da Bahia atingiu seu pico de produção em 1969 e, a partir daí, com exceção de alguns períodos de inflexão, com sucessivas quedas de produção até o ano de 2000, mantendo – se a partir daí uma certa estabilidade de produção entorno de 51,5 mil barris/dia.

Gráfico 02: Evolução das Reservas Provadas de Petróleo e Gás Natural na Bahia entre 1996 a 2005.

Gráfico 03: Evolução da Produção de Petróleo (com LGN) na Bahia



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As produções de petróleo e gás natural na Bahia concentram–se, até o presente momento, na Bacia do Recôncavo. Porém, ao contrário do ocorrido com o petróleo, que declinou de 146 mil barris/dia em 1969, até atingir o patamar atual de 51,5 mil barris/dia, verificou–se o crescimento constante da produção de gás natural conforme demonstrado no Gráfico 04, em razão de criação de infra–estrutura e de mercado consumidor, superando 5 milhões de m3/dia em 1999 e atingido o seu pico de 6,18 milhões de m3/dia em 2004 (PETROBRAS, ANP 2006). Existem outros fatores para a intensidade do crescimento da produção de gás natural no Estado, como, por exemplo, a polêmica produção de gas cap e o próprio aumento da produção no campo de Miranga. No entanto, essa discussão foge do escopo do presente trabalho.

3.3 - Perspectivas Devido ao elevado estágio de maturidade da maioria dos campos na Bacia do Recôncavo, as atividades em terra estão focadas, principalmente, para o aumento do fator de recuperação de petróleo por meio de métodos de recuperação avançada, bem como a melhoria dos processos produtivos e da utilização de métodos especiais de elevação do petróleo.

Quanto a atividades exploratórias onshore, estão sendo realizados estudos para atingir horizontes mais profundos na Bacia do Recôncavo. Consideram-se também novos modelos exploratórios para a Bacia de Tucano Sul. A Bacia de Jatobá apresenta–se como uma nova fronteira a ser estudada.

Gráfico 04: Evolução da produção de Gás Natural na Bahia.



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Os investimentos da Petrobras para o segmento de exploração e produção no Estado da Bahia para o período de 2007 a 2011 são da ordem de R$ 4,6 bilhões. Este montante, somado as perspectivas de investimentos das demais operadoras no Estado para o mesmo período, totalizam uma previsão da ordem de R$ 6 bilhões. Ressalta-se que, adicionalmente com os gastos com investimentos, são estimadas, para o mesmo período, despesas da ordem de R$ 5 bilhões para a manutenção das concessões de produção.

CAPÍTULO 4

O SIGPETRO-BA

4.1 Descrição O SIGPETRO-BA, principal produto deste Trabalho Final de Graduação (TFG), tem como um de seus subprodutos o mapa georeferenciado da Bacia do Recôncavo,Tucano e Jatobá. A elaboração deste mapa foi realizada com o Software Arcview 8.3. A licença de utilização do software pertence ao Instituto de Geociências (IGEO) da Universidade Federal da Bahia (UFBA). A utilização do Arcview e de suas ferramentas (ArcMap, Gis Servers, ArcCatalog e o ArcToolbox), possibilitou a aquisição de grande parte dos dados que se encontravam na ANP e sua integração com aqueles do Serviço Geológico do Brasil (CPRM), em parceria com a Companhia Baiana de Pesquisa Mineral (CBPM) (Gonçalves e Melo et al. 2003). As ferramentas do ArcView 8.3 utilizadas no trabalho são brevemente descritas a seguir:

• ArcMap: Constitui–se em uma fermenta do ArcGis utilizada para a criação, pesquisa, edição, organização e publicação de mapas.

• Gis Servers: Ferramenta utilizada para acessar o site da

ANP e baixar os dados nos formatos citados acima. • ArcCatalog: Ferramenta que permite pesquisar, criar e

organizar dados geográficos e alfanuméricos. • ArcToolbox: Ferramenta utilizada como um vasto

conjunto de componentes (mais de 170) para geoprocessamento, conversão de dados, gestão de folhas de mapas, análise de sobreposição, projeção de mapas, etc.



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4.2.Conceitos Técnicos

4.2.1 Layers O programa ArcGis trabalha com dados espaciais em vários formatos

diferentes. Cada tipo de dado é representado com um ícone diferente. A ênfase é dada ao Raster, CAD e Shapefile. É importante destacar que dentro do “relativamente novo” mundo do SIG (GIS), os vocabulários foram mantidos em sua forma inglesa original. Por isso, a utilização de traduções para as terminologias indicaria um desnecessário amadorismo, já que a nomenclatura inglesa foi plenamente assimilada pelos profissionais da área, como indica a Figura 11.

ArcCatalog

ArcToolbox

Figura 10: Demonstração da interface gráfica do ArcView.



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4.2.2 Raster Essencialmente, os dados do tipo “raster” são qualquer tipo de imagem digital representada por matrizes numéricas formadas por linhas e colunas com células (pixels) de tamanhos iguais. Cada célula da imagem armazena um valor. O nível de detalhe (resolução espacial) depende do tamanho da célula. Existem diferentes tipos de imagens raster. O programa gerência arquivos GRID (o formato nativo raster para ESRI) e imagens como (TIFF, BMP, SDI, JPEG, ERDAS). 4.2.3 CAD A sigla CAD (Computer Aided Design) significa Desenho Auxiliado por Computador. Este sistema computacional é frequentemente utilizado nas Geociências para facilitar a elaboração de desenhos técnicos referenciados na área de Geociências. Suas principais extensões são (DXF, DWG, DGN). O CAD apresenta coleções lógicas de desenhos agrupados em polígonos, linhas, pontos e textos. 4.2.4 Shapefile Shapefile é um popular formato de dados vetoriais geoespaciais para trabalhos em GIS (SIG). Essa foi uma forma de organização de dados idealizada pela empresa ESRI para conter tanto dados geométricos quanto dados de atributos. (Firkowski, et al 1999). Shapefiles permitem armazenar cinco tipos básicos de formatos de vetores polígonos, linhas, pontos, multipontos, multipatch. Um arquivo shape e formado por um conjunto contendo cinco arquivos de mesmo nome, mas com diferentes extensões. Os gráficos de natureza gráfica e geométrica são armazenados em arquivos com extensão shp, que representam o arquivo principal. Os dados de atributos são armazenados em arquivos com extensão

Figura 11: Demonstração da utilização dos Layers como importante ferramenta. Fonte: www.esri.com



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dbf, arquivos de dBASE. Os demais arquivos, com extensão shx, shb contém o endereço e o tamanho de cada registro do arquivo principal (shp).

CAPÍTULO 5

LAYER CARACTERIZAÇÃO DE POÇOS

5.1 Poços: Ativos, Secos, Abandonados, Produtores, ou Injetores

Atualmente, a Bacia Sedimentar do Recôncavo, Tucano e Jatobá, possui uma razoável malha de poços perfurados. A ANP caracteriza esse poços de acordo com a Tabela 02.

Tabela – 02 com os tipos e quantidades de poços.

As informações gerais sobre os poços, por questões de praticidade,

serão disponibilizadas no CD que acompanha essa monografia. O SIGPETRO-BA integra todas essas informações

Tabela – 03 Poços públicos da Bacia do Recôncavo.

TIPO DE POÇO QUANTIDADE Poços Públicos 4769 Poços Públicos de Exploração 1225 Poços Confidenciais de Exploração 151

RESULTADO UNID. Abandonado por acidente mecânico 43 Abandonado por impossibilidade de avaliação 2 Abandonado por objetivo/alvo não atingido 2 Abandonado por outras razões 42 Descobridor de campo com gás 1 Descobridor de nova jazida com gás 1 Descobridor de nova jazida com óleo 17 Especial - experimental 1 Especial - observação 5 Especial - produtor de água 140 Indefinido 74 Injetora - água 321 Injetora - água aditivada 8 Injetor - gás 14 Injetor - vapor 2 Portador de gás e condensado 1 Portador de óleo 1 Portador de óleo gás e condensado 1 Produtor comercial de gás 152 Produtor comercial de gás e condensado 14 Produtor comercial de óleo 3438 Produtor comercial de óleo e gás 41 Produtor comercial de óleo gás e condensado 3 Produtor subcomercial de gás 10 Produtor subcomercial de gás e condensado 2 Produtor subcomercial de óleo 27 Produtor subcomercial de óleo e gás 1 Seco com indícios de gás 25 Seco com indícios de óleo e gás 1 Seco sem indícios de petróleo 379

Fonte: ANP, 2006

Fonte: ANP, 2006



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Tabela – 04 Poços públicos de exploração da Bacia do Recôncavo. A terminologia utilizada nas Tabelas 02, 03 e 04 é descrita abaixo, conforme definida por portarias (indicadas) da ANP: Abandono de Áreas: Processo constituído do abandono de poços e da desativação das instalações na Área de Concessão. PORTARIA ANP Nº114, DE 25.7.2001 Abandono de Campo: Processo que compreende abandono de poços, desativação e alienação ou reversão de todas as instalações de produção. RESOLUÇÃO ANP Nº27, DE 18.10.2006 Abandono de Poço: Série de operações destinadas a restaurar o isolamento entre os diferentes intervalos permeáveis podendo ser permanente, quando não houver interesse de retorno ao poço; ou temporário, quando por qualquer razão houver interesse de retorno ao poço. RESOLUÇÃO ANP Nº27, DE 18.10.2006 Abastecimento Nacional de Combustíveis: Considerado de utilidade pública, abrange as seguintes atividades: I - produção, importação, exportação, refino,

RESULTADO UND. Abandonado por acidente mecânico 20 Abandonado por blow-out 2 Abandonado por objetivo/alvo não atingido 4 Abandonado por outras razões 7 Descobridor de campo com gás 17 Descobridor de campo com gás e condensado 3 Descobridor de campo com óleo 80 Descobridor de campo com óleo e gás 9 Descobridor de nova jazida com gás 27 Descobridor de nova jazida com óleo 55 Descobridor de nova jazida com óleo e gás 4 Descobridor de nova jazida com óleo gás e conde 1 Especial - descarte de água 20 Extensão produtor de gás 26 Extensão produtor de gás e condensado 2 Extensão produtor de óleo 127 Extensão produtor de óleo e gás 5 Indefinido 1 Injetor - água 3 Portador de óleo 6 Portador de óleo e gás 1 Produtor comercial de gás 5 Produtor comercial de óleo 10 Produtor comercial de óleo e gás 1 Produtor subcomercial de gás 18 Produtor subcomercial de gás e condensado 3 Produtor subcomercial de óleo 61 Produtor subcomercial de óleo e gás 3 Seco com indícios de gás 45 Seco com indícios de gás e condensado 1 Seco com indícios de óleo 148 Seco com indícios de óleo e gás 20 Seco sem indícios de petróleo 494

Fonte: ANP, 2006



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beneficiamento, tratamento, processamento, transporte, transferência, armazenagem, estocagem, distribuição, revenda, comercialização, avaliação de conformidade e certificação do petróleo, gás natural e seus derivados; II - produção, importação, exportação, armazenagem, estocagem, distribuição, revenda, comercialização, avaliação de conformidade e certificação do biodiesel; III - comercialização, distribuição, revenda e controle de qualidade de álcool etílico combustível. LEI Nº 9.847, DE 26.10.1999. Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP): A ANP foi criada pela Lei Nº 9.478, de 06 de agosto de 1997. Autarquia especial vinculada ao Ministério de Minas e Energia, tem como atribuições promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo, do gás natural e dos bicombustíveis. LEI Nº 9.478, DE 6.8.1997 e LEI Nº 11.097, DE 13.1.2005 Poço: (1) buraco perfurado no solo, através do qual se obtém ou se intenciona obter petróleo ou gás natural; (2) buraco perfurado no solo para a introdução de água ou gás sob pressão ou outros fluidos, em um reservatório. Poço Abandonado: Todo poço abandonado definitivamente, concluído ou não. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço de Desenvolvimento: Aquele perfurado em área de desenvolvimento ou produção. PORTARIA ANP Nº 283, DE 14.11.2001 Poço Descobridor de Campo: Aquele cujo resultado foi a descoberta de uma nova área produtora ou potencialmente produtora de petróleo e/ou gás natural, envolvendo uma ou mais jazidas. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço Descobridor de Nova Jazida: Aquele que resultou na descoberta de uma acumulação produtora ou potencialmente produtora de petróleo e/ou gás natural, mais rasa ou mais profunda em um campo ou adjacente a ele. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço de Extensão: Todo poço com petróleo e/ou gás natural, que permite a delimitação ou a ampliação de uma jazida, independente do fato de poder ou não ser aproveitado economicamente para produção. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço Especial: Aquele que visa permitir uma operação específica que não se enquadra nas situações anteriormente definidas PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000 Poço Exploratório: Aquele perfurado em área de exploração. PORTARIA ANP Nº 283, DE 14.11.2001 Poço Explotatório: Poço perfurado em campos de petróleo e/ou gás natural. Ver também Poço Produtor Comercial



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Poço Exploratório de Extensão: Aquele que visa delimitar a acumulação de petróleo e/ou gás natural em um reservatório. PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000 Poço Exploratório para Jazida Mais Profunda: Aquele que visa testar a ocorrência de jazidas mais profundas do que as já descobertas numa determinada área. PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000. Poço Exploratório Pioneiro: Aquele que visa testar a ocorrência de petróleo e/ou gás natural em um ou mais objetivos de um prospecto geológico. PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000 Poço Exploratório Pioneiro Adjacente: Aquele que visa testar a ocorrência de petróleo e/ou gás natural em uma área adjacente a uma descoberta. PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000 Poço Explotatório de Injeção: Aquele destinado à injeção de fluidos visando melhorar a recuperação de petróleo, de gás natural ou a manter a energia do reservatório. PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000 Poço Explotatório de Produção: Aquele que visa drenar uma ou mais jazidas de um campo. PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000 Poço Injetor: Aquele que foi completado como injetor de fluidos visando otimizar a recuperação de petróleo, de gás natural ou a manter a energia do reservatório. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço Portador de Petróleo e/ou Gás Natural: Todo poço incapaz de permitir a produção em quantidades comerciais, independentemente das facilidades de produção na área. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço Produtor: Poço que produz petróleo ou gás natural. Poço Produtor Comercial: Todo poço que possibilite a drenagem econômica de petróleo e/ou gás natural de um reservatório. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço Produtor Subcomercial: Todo poço cuja produção de petróleo e/ou gás natural é considerada conjunturalmente antieconômica à época de sua avaliação. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço Seco: Todo poço onde não se caracterizou a presença de petróleo móvel e/ou gás natural. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000



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5.2 – Geologia do Reservatório A obtenção dos dados referentes a geologia dos reservatórios passa por

um processo de maior complexidade. Esta categoria específica (layer) será finalizada em uma etapa posterior. O processo de negociação com os atores principais já foi iniciado, mas existem questões sujeitas a uma análise mais profunda, como por exemplo, os dados que seriam de domínio público e os dados que seriam restritos (protegidos pelo direito de manter dados estratégicos em sigilo).

Uma das soluções indicadas, como ocorreu com a questão dos dados

de localização da malha dutoviária, seria a criação de uma versão completa para uso da ANP e outra versão mais limitada que seria utilizada como uma ferramenta para suporte ao Setor. 5.3 – Tipologia do Óleo

Essa categoria se enquadra no mesmo contexto da explicação fornecida no item anterior. Alguns componentes da tipologia do óleo foram liberados (Grau API), mas é intenção do projeto ir além. Assim, a presente versão do trabalho indicará apenas o grau API do óleo de cada campo. A versão posterior completará os demais dados tendo como referência os dados indicados nas tabelas 05,06,07,08,09 e10. 5.4 – Volumes produzidos A idéia preliminar de indicar os dados relativos aos volumes produzidos em cada poço foi confrontada com a questão de viabilidade técnica na obtenção de tais dados e a objetividade da informação. Considerando-se que existem vários poços dentro de um mesmo campo, o volume total, ou a série histórica, de produção do campo como um todo atenderia perfeitamente aos objetivos propostos pelo trabalho. Onde tais informações estão facilmente separadas, o SIGPETRO-BA apresentaria as informações em maior detalhe. No entanto, de fato, não haveria uma motivação, ou mesmo uma justificativa técnica, para apresentar esse nível de detalhamento.



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Tabela – 05 Campos produtores, Tipologia do Óleo, Concessionário.

Fonte: ANP,2006.



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Tabela – 06 Características Do Petróleo.

DENSIDADE (°API) Densidade relativa (a 20/4 °C) Pressão de vapor Reid (kPa) Ponto de fluidez (°C) Viscosidade (mm²/s) a 20,0 °C a 30,0 °C a 50,0 °C Resíduo de carbono (% m/m) Asfaltenos (% m/m) Fator de caracterização Enxofre (% m/m) Enxofre mercaptídico (mg/kg) Nitrogênio básico (% m/m) Nitrogênio (% m/m) Nº de acidez total (mg KOH/g) Metais (mg/kg) níquel vanádio

Tabela – 07 Tipos de Hidrocarbonetos por Cromatografia Gasosa.

CORTE (°C) PIE-95 95-125 125-149 Hidrocarbonetos (% m/m) .n-parafínicos em C5 .n-parafínicos totais

Hidrocarbonetos (% m/m) .iso-parafínicos em C5 .iso-parafínicos totais

Hidrocarbonetos (% m/m) parafínicos em C5 parafínicos totais

Hidrocarbonetos (% m/m) naftênicos em C5 naftênicos totais

Hidrocarbonetos (% m/m) benzeno aromáticos totais

HC. não-identificados (% m/m)



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Tabela – 08 Métodos de Análises.

ENSAIOS Petróleo (Crude oil)

Cortes (Cuts)

Resíduo (Residue)

Água e sedimentos D 4007 - - Análise de hidrocarbonetos leves GC - - Asfaltenos D 6560 - - Densidade ISO 12185 ISO 12185 ISO 12185 Desbutanização D 2892 - Destilação D2892/D5236 - Destilação simulada D 5307 - Enxofre D 4294 D2622/D4294 D4294/D1552 Enxofre mecaptídico UOP 163 - - Fator de caracterização UOP 375 - - Hidrocarbonetos (PNA) - GC (*) - Metais D 4927 - - Nitrogênio básico UOP 269 - - Nitrogênio D 4629 - - Número de acidez total D 664 - - Ponto de fluidez D 5950 - - Pressão vapor D 323 - - Resíduo de carbono D 4530 - - Viscosidade D 445 D 445 D 445

Obs: (*) Realizado nos cortes da PEV até 149°C (done in TBP cuts until 149°C). Tabela – 09 Hidrocarbonetos Leves Recolhidos Na Desbutanização.

COMPONENTES RELAÇÃO À FRAÇÃO (IN CUT)

RELAÇÃO AO PETRÓLEO (IN CRUDE OIL)

% MASSA (% WEIGHT)

% VOL. (%VOLUME)

% MASSA (% WEIGHT)

% VOL. (%VOLUME)

Metano Etano Propano ISO - Butano Butano normal ISO-Pentano Pentano normal Hidrocarbonetos > C5 Total



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Tabela – 10 Dados da Destilação.

TEMP. NA PEV (TBP TEMP )

RENDIMENTO (YIELD)

DENSIDADE (GRAVITY)

ENXOFRE (SULPHUR)

VISCOSIDADE (VISCOSITY)

VISCOSIDADE (VISCOSITY)

(°C) (1) % Vol. (%Volume)

% Massa (% Weight) °API @ 20/4 °C % m/m

(% w/w ) @ T1 (°C) mm 2/s @ T2 (°C) mm 2/s

15 (2) -20,0 0,0 95 -20,0 0,0 125 -20,0 0,0 149 -20,0 40,0 175 -20,0 40,0 200 -20,0 40,0 250 -20,0 40,0 275 40,0 80,0 300 40,0 80,0 325 40,0 80,0 350 40,0 80,0 400 40,0 80,0 425 60,0 100,0 450 60,0 100,0 500 60,0 100,0 550 60,0 100,0 565 (3) 60,0 100,0 Resíduo 565+ (3) 80,0 100,0

Obs.: (1) as temperaturas e a quantidade de cortes são sugeridas e podem diferir do obtido experimentalmente - (the temperatures and the quantity of cuts are suggested and those obtained in practice may be different from them); (2) temperatura da desbutanização pelo ASTM D 2892 - (debutanization temperature according to ASTM D 2892); (3) valor do ponto final de ebulição (PFE) nominal do método ASTM D 5236 - (nominal value of final boiling point (FBP) according to ASTM D 5236).



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CAPÍTULO 6

LAYER SUPORTE TÉCNICO E REGULATÓRIO

6.1– Divisão por Bids – Distribuição / Histórico dos Bids

O Brasil é, certamente, o país que possui a maior fronteira exploratória do mundo. Das 29 bacias sedimentares brasileiras com potencial para hidrocarbonetos (cerca de 7,5 milhões de km²), menos de 5% são explorados e/ou produzem hidrocarbonetos. Um dos objetivos das nove Rodadas Licitatórias da ANP que já ocorreram foi ampliar o conhecimento geológico sobre as bacias sedimentares brasileiras e,ademais buscar o aumento, gerar mais condições para o aumento diferenciados da produção de petróleo e gás natural. Além disso, pelas características das áreas ofertadas, estas Rodadas de Licitações oferece oportunidades para o desenvolvimento de pequenas, médias e grandes empresas, classificadas pelo seu ponto em operadoras A,B ou C.

Foram realizadas, a partir da criação da Lei do Petróleo (Lei

9.478/1997), nove rodadas de leilões ofertando blocos de exploração de petróleo e gás natural em algumas das 29 bacias sedimentares no país, com um total de 808 (oitocentos e oito) blocos concedidos em todo Território Nacional para exploração de petróleo e gás.

Como resultado, mais de 70 grupos econômicos (cerca de 40 de origem

brasileira e 30 de outros 18 países) atuam em exploração e produção hoje no Brasil.

Figura 12: Mapa dos Bid’s e

sua distribuição pela bacia.

Escala 1: 1200.000



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Como o fim do monopólio, outras empresas operadoras passaram a atuar no Estado da Bahia, isoladamente ou em parceria, e também em parceria com a Petrobras. Tudo isso começa no ano de 2001 com a ANP leiloando blocos para pequenas empresas que atuam em parceria ou sem qualquer tipo da parceria. Com isso, ao inicio de 2006 já existiam dezoito (18) empresas operadoras de concessões no Estado. Seis delas são detentoras de áreas com acumulações marginais obtidas na 1ª Rodada realizada pela ANP em outubro de 2005.

Com a quebra do Monopólio e a passagem do controle dessas áreas para a ANP, na Bacia do Recôncavo, Tucano e Jatobá, foram descobertos quatro novos campos onshore e além duas novas descobertas offshore na Bacia de Camamú. A média de produção da Bacia do Recôncavo está estabilizada em cerca de 51,5 mil barris/dia em 2007, com uma taxa de declínio aceitável por seu compradores.

Em paralelo ao desenvolvimento geral da indústria de petróleo e gás na Bahia, a indústria de petróleo ampliou seu papel na economia do Estado. Somente em royalties, o setor de produção e exploração de petróleo e gás pagou no ano de 2005 diretamente aos cofres públicos do Estado e seus municípios cerca de R$ 254 milhões (crescimento do setor de 1.8% nos últimos dez anos conforme Gráfico 05). No mesmo ano, os proprietários de terra (superficiários) receberam R$ 27 milhões (um incremento de 671% em relação ao ano de 1999) quando esta participação começou a ser paga (ANP, 2006).

Gráfico 05: Evolução dos Royalties pagos no Estado da Bahia.



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6.2– Eletrificação (COELBA) A Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (COELBA) é parceira institucional deste projeto fornecendo dados da eletrificação das áreas de interesse do projeto. O objetivo da parceria é o fornecimento de alguns dados críticos para modelos decisórios de novos investidores do Setor interessados em áreas o disponibilizadas pela ANP em seus leiloes de concessão.

Por exemplo, em algumas áreas onde a ANP oferece blocos para licitação, o acesso a eletricidade pode não estar disponível. Neste caso, tanto o modelo de exploração quanto o modelo de produção deve levar em conta fontes alternativas (gerador a óleo) e seus respectivos custos.

A COELBA ofereceu para esta fase do projeto toda a sua malha primaria

de transmissão de eletricidade georeferenciada (urbana e rural) para todos os municípios da Bacia do Recôncavo, Tucano e Jatobá. Este banco de dados é agora um dos layer do SIGPETRO. 6.3– Malha Dutoviária (Gasoduto – BahiaGás e Oleoduto – TransPetro) A malha dutoviária envolve parceiras com a Petrobras, TransPetro e a BahiaGás, para a criação de um layer de escoamento de produção, transporte e distribuição.

Uma parceria institucional informal com a BahiaGas foi iniciada e, atualmente, a Empresa encontra-se preparando os dados que serão disponibilizados para o projeto. Como não houve tempo para finalização desta fase, esses dados serão incorporados na próxima etapa do projeto.

Foram realizados contatos preliminares com a TransPetro para uma parceria institucional visando a disponibilização dos dados referentes a malha dutoviária para gás natural e óleo cru. As negociações então em uma fase ainda preliminar e serão finalizadas na próxima etapa do projeto. O mesmo ocorre com a malha de escoamento da PETROBRAS



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CAPÍTULO 7

CONSIDERAÇÕES FINAIS E CONCLUSÕES

O presente projeto foi concebido, elaborado e executado sem a alocação de recursos externos ou provenientes de agências de fomento. Isto indica que algumas pesquisas ainda independem de recursos diretos, mas, simplesmente, de parcerias institucionais e com o compromisso de compartilhamento de resultados. O projeto fortalece a visão de uma maior integração entre Indústria-Órgão Regulador-Academia para ações aplicadas e colaborativas. A ferramenta proposta no presente trabalho é, em princípio, um produto gerado a partir da identificação de uma demanda setorial (uma pesquisa aplicada). Produzir pesquisas voltadas a auxiliar na ampliação da atratividade e competitividade do setor é um importante papel da Academia. Com o aperfeiçoamento do SIGPETRO-BA e a negociação com todos os parceiros envolvidos, existe a possibilidade de criação do primeiro spin-off gerado no Instituto de Geociências. Essa pesquisa está também perfeitamente alinhada as aspirações e ambições institucionais (UFBA e IGEO) no sentido de tornar a UFBA uma referência em pesquisas em Campos Maduros e do IGEO de se tornar um Protagonista no desenvolvimento de P&D, na formação de Recursos Humanos e na Prestação de Serviços voltados para o Segmento Upstream de Petróleo e Gás. Adicionalmente, esta ferramenta inicia uma fase de projetos que podem ser incluídos dentro do âmbito do Projeto Campos-Escola do Instituto de Geociências e da Escola Politécnica.

A partir dos dados coletados ao longo deste projeto e de suas respectivas sistematizações, por meio da utilização do SIGPETRO-BA, é possível acessar os seguintes dados de forma rápida, eficiente, precisa e “amigável”:

(I) A identificação e o plot dos ring fences em áreas de produção com acumulações marginais de petróleo e gás na Bacia do Recôncavo (áreas sob concessão de pequenos operadores ou em posse da ANP após terem sido devolvidas pela PETROBRAS).

(II) Um SIG com dados georeferenciados sobre a Bacia Sedimentar

do Recôncavo, Tucano Sul/Central/Norte e Jatobá, possibilitando novos investimentos e empreendimentos na região e fornecendo uma ferramenta para o processo decisório de novos investidores (envolve dados de apoio desde a pesquisa até a venda do produto).



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(III) O posicionamento georeferenciado das bacias e a caracterização de todos os poços da Bacia Sedimentar do Recôncavo, Tucano e Jatobá.

(IV) A caracterização geológica das rochas que afloram na Bacia

Sedimentar do Recôncavo, Tucano e Jatobá (Mapa Geológico).

(V) Um SIG com dados sobre a geografia política e infra-estrutura viária, e dados sobre a eletrificação local mostrando a toda malha de dados da COELBA para Bacia Sedimentar do Recôncavo, Tucano e Jatobá. Este SIG poderá incorporar dados referentes a Geografia Econômica, Social e Ambiental da Região (Índice de Desenvolvimento Humano-IDH dos municípios produtores, repasses de royatyies, tipos de atividades econômicas, Índices de desemprego, Conteúdo Local das áreas de produção, etc.)

(VI) A futura ampliação da primeira versão do SIGPETRO-BA

resultará no em alternativas para os modelos atuais de gestão e reabilitação de produção. Inclusive, será vislumbrada a possibilidade de transformar esse projeto em um Spin-Off.

(VII) A expectativa de prosseguimento em uma nova fase deste

mesmo projeto. Espera-se que, com a materialização de um produto preliminar, obtenha-se uma maior aderência aos objetivos futuros do SIGPETRO-BA. O projeto sugeriu a elaboração de duas outras versões do SIGPETRO-BA: (1) a versão restrita, com dados restritos ao público geral e que será disponibilizada apenas para um grupo pré-definido de empresas e órgãos públicos; e (2) a versão aberta, com dados restritos mascarados (apenas a indicação não referenciada da presença das malhas dutoviárias). Logicamente, novas oportunidades surgirão da avaliação deste protótipo pelos parceiros institucionais e pelos membros da banca. A segunda fase será desenvolvida no Projeto de Mestrado. Mais especificamente, as versões futuras foram sugeridas como: (1) SIGPETRO-BA Versão PRO-1.1; e (2) SIGPETRO-BA Versão SERV-1.1.

O presente trabalho também incorpora a grande motivação de colaborar para a consolidação do nascente mercado de produção de petróleo e gás por pequenos e médios produtores, auxiliando na criação de um ambiente atrativo e competitivo no Estado da Bahia.



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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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GLOSSÁRIO Abandono de Áreas: Processo constituído do abandono de poços e da desativação das instalações na Área de concessão. PORTARIA ANP Nº114, DE 25.7.2001 Abandono de Campo: Processo que compreende abandono de poços, desativação e alienação ou reversão de todas as instalações de produção. RESOLUÇÃO ANP Nº27, DE 18.10.2006 Abandono de Poço: Série de operações destinadas a restaurar o isolamento entre os diferentes intervalos permeáveis podendo ser permanente, quando não houver interesse de retorno ao poço; ou temporário, quando por qualquer razão houver interesse de retorno ao poço. RESOLUÇÃO ANP Nº27, DE 18.10.2006 Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP): A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) foi criada pela Lei Nº 9.478, de 06 de agosto de 1997. Autarquia especial vinculada ao Ministério de Minas e Energia, tem como atribuições promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria do petróleo, do gás natural e dos bicombustíveis. LEI Nº 9.478, DE 6.8.1997 e LEI Nº 11.097, DE 13.1.2005 Água de Injeção: Água injetada em reservatório, com o objetivo de forçar a saída do petróleo da rocha-reservatório, deslocando-o para um poço produtor. Este método é conhecido como “recuperação secundária”, e é empregado quando a pressão do poço torna-se insuficiente para expulsar naturalmente o petróleo. Aplicação do Gás Natural: Uso final que se dá ao gás natural para injeção em reservatórios, combustível, geração de energia elétrica, matéria-prima (petroquímica e fertilizante), redutor siderúrgico, como desaerador e para selagens. PORTARIA ANP Nº 249, DE 1º.11.2000 Apropriação de Reserva: Posicionamento de reserva de petróleo e gás natural em uma das seguintes categorias: "provadas", "prováveis", "possíveis" e "desenvolvidas" (de acordo com critérios estabelecidos pelo Regulamento Técnico nº 001/00, aprovada pela Portaria ANP nº 009/00). Aqüífero:Intervalo permeável contendo água de qualquer natureza, passível de ser destinada ao uso público ou industrial, ou quando esta for responsável ou potencialmente responsável pelo mecanismo de produção de um reservatório ou jazida de petróleo e/ou gás natural. PORTARIA ANP Nº 25, DE 6.3.2002 Aquisição de Dados: Operação destinada à coleta de dados por métodos, procedimentos e tecnologias próprias ou de terceiros, destinados à realização das atividades autorizadas nos termos da legislação vigente. PORTARIA ANP Nº 188, DE 18.12.1998.



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b/d:Barris por dia. Bacia Sedimentar: Depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochas sedimentares que podem ser portadoras de petróleo ou gás, associados ou não. LEI Nº 9.478, DE 6.8.1997. Bep: Sigla de "barril equivalente de petróleo". Unidade de medida de energia equivalente ao volume de gás referente a 1 barril de petróleo. Biocombustível: Combustível derivado de biomassa renovável para uso em motores a combustão interna ou, conforme regulamento, para outro tipo de geração de energia, que possa substituir parcial ou totalmente combustíveis de origem fóssil. LEI Nº 9.478, DE 6.8.1997. Bloco: Parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo e gás natural.LEI Nº 9.478, DE 6.8.1997. Cadastro: (Poço) Conjunto de algarismos agrupados de tal forma que permita a identificação unívoca de um poço. PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000. Campo:Ver Campo de Petróleo ou de Gás Natural Campo de Petróleo:Ver Campo de Petróleo ou de Gás Natural Campo de Petróleo ou de Gás Natural: Área produtora de petróleo ou gás natural, a partir de um reservatório contínuo ou de mais de um reservatório, a profundidades variáveis, abrangendo instalações e equipamentos destinados à produção. LEI Nº 9.478, DE 6.8.1997. Concessão: Contrato administrativo mediante o qual a ANP outorga a empresas que atendam aos requisitos técnicos, econômicos, jurídicos e fiscais por ela estabelecidos, o exercício das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural no território nacional. Dados (Exploração e Produção): Dados geofísicos, geológicos e geoquímicos adquiridos através de aquisições específicas e procedimentos posteriores, aplicados à atividade de exploração e produção de petróleo e gás natural. PORTARIA ANP Nº 188, DE 18.12.1998 Dados Exclusivos (Exploração): Dados cuja aquisição foi realizada por CONCESSIONÁRIA em sua área de concessão, através de EAD por ela contratada ou por meios próprios. PORTARIA ANP Nº 188, DE 18.12.1998



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Dados Não Exclusivos (Exploração): Dados adquiridos por EAD que obteve autorização da Agência Nacional do Petróleo, do Gás Natural e dos Biocombustíveis para realizar tal operação em área que seja ou não, objeto de contrato de concessão. PORTARIA ANP Nº 188, DE 18.12.1998. Data da Devolução Data de assinatura de termo de resilição contratual oficializando adevolução da área de concessão. RESOLUÇÃO ANP Nº 28, DE18.10.2006 Data de Início da Produção Data em que ocorrer a primeira medição, em cada campo, de volumes depetróleo ou gás natural em um dos respectivos pontos de medição daprodução, e a partir da qual o concessionário assumirá a propriedade dovolume de produção fiscalizada, sujeitando-se ao pagamento dos tributos incidentes e das participações legais e contratuais correspondentesDECRETO Nº 2.705, DE 3.8.1998 Data Efetiva de Devolução de Área Data de entrega à ANP da notificação de devolução voluntária de área, oua data de encerramento de período exploratório, ou a data deencerramento de fase de exploração, ou a data de encerramento docontrato de concessão, aquela que se aplicar. PORTARIA ANP Nº 114,DE 25.7.2001 Declaração de Comercialidade Notificação escrita do concessionário à ANP declarando uma jazida comodescoberta comercial na área de concessão. PORTARIA ANP Nº 90, DE31.5.2000 Declaração de Conformidade Documento definido nas Normas da Autoridade Marítima (NORMAM)emitido pela Diretoria de Portos e Costas da Marinha do Brasil - DPC, atestando a conformidade da embarcação com os requisitosestabelecidos nas normas em vigor aplicáveis ao transporte aquaviário deprodutos. PORTARIA ANP Nº 170, DE 25.9.2002 Depósito Ver Reservatório Desativação de Instalações (Exploração e Produção) Ato de tirar de serviço ou de atividade, reverter, alienar ou remover,qualquer instalação construída em uma área de concessão, que tevecomo propósito original servir à exploração e produção de petróleo ou gásnatural, bem como recuperar as áreas ocupadas por esta instalação.PORTARIA ANP Nº 114, DE 25.7.2001



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Descoberta Comercial Descoberta de petróleo ou gás natural em condições que, a preços demercado, tornem possível o retorno dos investimentos nodesenvolvimento e na produção. LEI Nº 9.478, DE 6.8.1997 Desenvolvimento Conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar asatividades de produção de um campo de petróleo ou gás. LEI Nº 9.478,DE 6.8.1997 Desenvolvimento Complementar Conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar asatividades de produção de um campo de petróleo ou gás, cuja concepçãofoi posterior ao desenvolvimento original do campo e execução durante afase de produção. PORTARIA ANP Nº 90, DE 31.5.2000 Desenvolvimento Modular Conjunto de operações e investimentos destinados a viabilizar asatividades de produção de um campo de petróleo ou gás, cujodesenvolvimento foi concebido em módulos individualizados, comprodução independente e seqüencialmente instalados. PORTARIA ANP Nº 90, DE 31.5.2000 Devolução de Área Ato de devolver à ANP parte ou a totalidade de uma área de concessão.PORTARIA ANP Nº 114, DE 25.7.2001 Distribuição de Gás Canalizado Serviços locais de comercialização de gás canalizado, junto aos usuários finais, explorados com exclusividade pelos Estados, diretamente oumediante concessão, nos termos do § 2º do art. 25 da ConstituiçãoFederal. LEI Nº 9.478, DE 6.8.1997 Distribuição de GNL a Granel Compreende as atividades de aquisição ou recepção, armazenamento, transvasamento, controle de qualidade, e comercialização do GNL,através de transporte próprio ou contratado, podendo também exercer aatividade de liqüefação de gás natural, que serão realizadas por pessoasjurídicas constituídas sob as leis brasileiras, com sede e administração noPaís. PORTARIA Nº 118, DE 11.7.2000. Duto Conduto fechado destinado ao transporte ou transferência de petróleo,seus derivados ou gás natural. PORTARIA ANP Nº 125, DE 5.8.2002. EAD Ver Empresa de Aquisição de Dados



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EBN Ver Empresa Brasileira de Navegação Empresa Brasileira de Navegação (EBN) Pessoa jurídica constituída segundo as leis brasileiras, com sedeno país, que tenha por objeto o transporte aquaviário e estejaautorizada a operar pela Agência Nacional de Transporte Aquaviário - ANTAQ. PORTARIA ANP Nº 170, DE 25.9.2002 Empresa de Aquisição de Dados (EAD) Empresas especializadas em aquisição, processamento,interpretação e venda de dados exclusivos e não exclusivos, quese refiram, exclusivamente, à atividade de exploração e produçãode petróleo e gás natural. PORTARIA ANP Nº 188, DE 18.12.1998 Etapa da Fase de Produção Estágio em que se encontra um campo, ou seja, emDesenvolvimento, em Produção ou em Abandono. PORTARIAANP Nº 123, DE 18.7.2000 Exploração Ver Pesquisa ou Exploração Faixa de Domínio de Dutos Faixa de largura determinada, na qual estão dutos de petróleo,seus derivados ou gás natural, enterrados ou aéreos, bem comoseus sistemas complementares, definida em Decreto de Declaração de Utilidade Pública. PORTARIA ANP Nº 125, DE5.8.2002 Fase de Exploração Período de tempo definido para a exploração. PORTARIA ANP Nº123, DE 18.7.2000 Fase de Produção Período de tempo definido para produção. PORTARIA ANP Nº123, DE 18.7.2000 Gás Ver Gás Natural Gás Associado ao Petróleo Gás natural produzido de jazida onde ele é encontrado dissolvidono petróleo ou em contato com petróleo subjacente saturado degás PORTARIA ANP Nº 9, DE 21.1.2000



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Gás Liquefeito do Petróleo (GLP) Mistura de hidrocarbonetos com alta pressão de vapor, obtida do gásnatural em unidades de processo especiais, que é mantida na fase líquidaem condições especiais de armazenamento na superfície. PORTARIAANP Nº 9, DE 21.1.2000 Gás Não Associado ao Petróleo Gás natural produzido de jazida de gás seco ou de jazida de gás econdensado (gás úmido) . PORTARIA ANP Nº 9, DE 21.1.2000 Gás Natural Comprimido (GNC) Gás Natural processado e condicionado para o transporte emreservatórios, à temperatura ambiente e pressão próxima à condição demínimo fator de compressibilidade, para fins de distribuição desteproduto.RESOLUÇÃO ANP Nº 41, DE 5.12.2007 Gás Natural Liquefeito (GNL) Fluido no estado líquido em condições criogênicas, compostopredominantemente de metano e que pode conter quantidades mínimasde etano, propano, nitrogênio ou outros componentes normalmenteencontrados no gás natural. PORTARIA ANP Nº 118, 11.7.2000 Gás Natural Não-Associado Gás natural produzido de jazida de gás seco ou de jazida de gás e condensado. Gás Natural ou Gás Todo hidrocarboneto que permaneça em estado gasoso nas condiçõesatmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatóriospetrolíferos ou gasíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais e gases raros. Lei 9.478, de 06/08/1997 Gasoduto Ver Duto GLP Ver Gás Liqüefeito de Petróleo GNL Ver Gás Natural Liquefeito GNV Ver Gás Natural Veicular Grau API Escala hidrométrica idealizada pelo American Petroleum Institute - API, juntamente com a National Bureau of Standards e utilizada para medir



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a densidade relativa de líquidos. PORTARIA ANP Nº 206, DE29.8.2000 Hidrocarboneto Composto constituído apenas por carbono e hidrogênio. O petróleo e ogás natural são exemplos de hidrocarbonetos. Indústria do Petróleo Conjunto de atividades econômicas relacionadas com a exploração,desenvolvimento, produção, refino, processamento, transporte,importação e exportação de petróleo, gás natural e outroshidrocarbonetos fluidos e seus derivados LEI Nº 9.478, DE 6.8.1997 Jazida Reservatório ou depósito já identificado e possível de ser posto emprodução. LEI Nº 9.478, DE 6.8.1997 Lavra ou Produção Conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ou gásnatural de uma jazida e de preparo para sua movimentação LEI Nº9.478, DE 6.8.1997 Lei do Petróleo Lei n.º 9.478, de 6 de agosto de 1997, que dispõe sobre a políticaenergética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo,institui o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo. LGN Ver Líquido de Gás Natural LGN de Xisto Parte do gás que se encontra na fase líquida em determinada condiçãode pressão e temperatura na superfície, obtida nos processos deretortagem do xisto, equivalente em composição química ao LGN. Licença Ambiental Ato administrativo pelo qual o órgão ambiental competente, estabeleceas condições, restrições e medidas de controle ambiental que deverãoser obedecidas pelo empreendedor, pessoa física ou jurídica, para localizar, instalar, ampliar e operar empreendimentos ou atividadesutilizadoras dos recursos ambientais consideradas efetiva oupotencialmente poluidoras ou aquelas que, sob qualquer forma,possam causar degradação ambiental. (Resolução CONAMA nº 237/97) Licenciamento Ambiental Procedimento administrativo pelo qual o órgão ambiental competentelicencia a localização, instalação, ampliação e a operação de



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empreendimentos e atividades utilizadoras de recursos ambientais,consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras ou daquelas que,sob qualquer forma, possam causar degradação ambiental,considerando as disposições legais e regulamentares e as normastécnicas aplicáveis ao caso. (Resolução CONAMA nº 237/97) Licitação de Blocos Procedimento administrativo, de natureza formal, onde a ANPestabelece os requisitos técnicos, econômicos e jurídicos que deverãoser obrigatoriamente atendidos pelas empresas que se propõem aexercer atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural,mediante contratos de concessão. Nome (Poço) Conjunto de símbolos alfanuméricos que identifica o poço emrelatórios, mapas e demais documentos. É constituído de cinco partesreferentes a: categoria, referência nominal, numeração, tipo ereferência geográfica. PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000 NWE/basis ARA Mercado localizado no Noroeste da Europa, tendo como base a regiãode Antuérpia, Roterdã e Amsterdã, considerado como referência naPLATT'S EUROPEAN MARKETSCAN para o levantamento de preçosde derivados do petróleo. PORTARIA ANP Nº 206, DE 29.8.2000 Offshore Localizado ou operado no mar. Óleo Ver Óleo Cru ou Bruto Óleos Combustíveis Óleos residuais de alta viscosidade, obtidos do refino do petróleo ouatravés da mistura de destilados pesados com óleos residuais de refinaria. São utilizados como combustível pela indústria, emequipamentos destinados a produzir trabalho a partir de uma fontetérmica. PORTARIA ANP Nº 80, DE 30.4.1999 Onshore Localizado ou operado em terra. Opep Ver Organização dos Países Exportadores de Petróleo. Operador da Concessão Empresa legalmente designada pelo Concessionário para conduzir eexecutar todas as operações e atividades na área de concessão, deacordo com o estabelecido no contrato de concessão celebrado entre o



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órgão regulador da indústria do petróleo e o Concessionário. Operador da Instalação Operador da Concessão ou empresa designada pelo mesmo para serresponsável pelo gerenciamento e execução de todas as operações eatividades de uma Instalação. Operador de Unidade de Compressão de GNC Pessoa jurídica constituída sob as leis brasileiras, com sede eadministração no País, autorizada pela ANP à construir, ampliar eoperar Unidades de Compressão de GNC. RESOLUÇÃO ANP Nº 41,DE 5.12.2007 . Período de Confidencialidade (EAD) Período em que, excetuando-se a ANP, os dados não exclusivos poderão ser mantidos em sigilo, de forma queapenas a EAD responsável pela sua aquisição poderá vendê-los. PORTARIA ANP Nº 188, DE 18.12.1998 Período de Confidencialidade (Concessionário) Período em que, excetuando-se a ANP, os dados exclusivos serão mantidos em sigilo. PORTARIA ANP Nº 188, DE18.12.1998 Pesquisa ou Exploração Conjunto de operações ou atividades destinadas a avaliaráreas, objetivando a descoberta e a identificação de jazidas depetróleo ou gás natural. LEI Nº 9.478, DE 6.8.1997 Petróleo Todo e qualquer hidrocarboneto líquido em seu estado natural,a exemplo do óleo cru e condensado. LEI Nº 9.478, DE6.8.1997 Poço (1) buraco perfurado no solo, através do qual se obtém ou seintenciona obter petróleo ou gás natural; (2) buraco perfurado nosolo para a introdução de água ou gás sob pressão ou outrosfluidos, em um reservatório. Poço (Nome) Ver Nome (Poço) Poço Abandonado Todo poço abandonado definitivamente, concluído ou não.PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço de Desenvolvimento Aquele perfurado em área de desenvolvimento ou produção.



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PORTARIA ANP Nº 283, DE 14.11.2001 Poço de Extensão Todo poço com petróleo e/ou gás natural, que permite a delimitação ou a ampliação de uma jazida, independente do fatode poder ou não ser aproveitado economicamente paraprodução. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço Descobridor de Campo Aquele cujo resultado foi a descoberta de uma nova área produtora ou potencialmente produtora de petróleo e/ou gásnatural, envolvendo uma ou mais jazidas. PORTARIA ANP Nº76, DE 3.5.2000 Poço Descobridor de Nova Jazida Aquele que resultou na descoberta de uma acumulaçãoprodutora ou potencialmente produtora de petróleo e/ou gás natural, mais rasa ou mais profunda em um campo ou adjacentea ele. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço Especial Aquele que visa permitir uma operação específica que não seenquadra nas situações anteriormente definidas PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000 Poço Exploratório Aquele perfurado em área de exploração. PORTARIA ANP Nº283, DE 14.11.2001 Poço Exploratório de Extensão Aquele que visa delimitar a acumulação de petróleo e/ou gásnatural em um reservatório. PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000 Poço Exploratório Estratigráfico Aquele perfurado com a finalidade de conhecer-se a coluna estratigráfica de uma bacia e obter outras informaçõesgeológicas de subsuperfície. PORTARIA ANP Nº 75, DE3.5.2000 Poço Exploratório para Jazida Mais Profunda Aquele que visa testar a ocorrência de jazidas mais profundasdo que as já descobertas numa determinada área. PORTARIAANP Nº 75, DE 3.5.2000 Poço Exploratório para Jazida Mais Rasa Aquele que visa testar a ocorrência de jazidas mais rasas do que as já descobertas numa determinada área. PORTARIA ANPNº 75, DE 3.5.2000



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Poço Exploratório Pioneiro Aquele que visa testar a ocorrência de petróleo e/ou gás naturalem um ou mais objetivos de um prospecto geológico.PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000 Poço Exploratório Pioneiro Adjacente Aquele que visa testar a ocorrência de petróleo e/ou gás naturalem uma área adjacente a uma descoberta. PORTARIA ANP Nº75, DE 3.5.2000 Poço Explotatório Poço perfurado em campos de petróleo e/ou gás natural. Ver também Poço Produtor Comercial Poço Explotatório de Injeção Aquele destinado à injeção de fluidos visando melhorar arecuperação de petróleo, de gás natural ou a manter a energiado reservatório. PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000 Poço Explotatório de Produção Aquele que visa drenar uma ou mais jazidas de um campo.PORTARIA ANP Nº 75, DE 3.5.2000 Poço Injetor Aquele que foi completado como injetor de fluidos visandootimizar a recuperação de petróleo, de gás natural ou a manter a energia do reservatório. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço Portador de Petróleo e/ou Gás Natural Todo poço incapaz de permitir a produção em quantidadescomerciais, independentemente das facilidades de produção naárea. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço Produtor Poço que produz petróleo ou gás natural. Poço Produtor Comercial Todo poço que possibilite a drenagem econômica de petróleoe/ou gás natural de um reservatório. PORTARIA ANP Nº 76, DE3.5.2000 Poço Produtor Subcomercial Todo poço cuja produção de petróleo e/ou gás natural éconsiderada conjunturalmente antieconômica à época de suaavaliação. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Poço Seco Todo poço onde não se caracterizou a presença de petróleo



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móvel e/ou gás natural. PORTARIA ANP Nº 76, DE 3.5.2000 Processador Pessoa jurídica autorizada pela ANP a processar o gás natural.PORTARIA ANP Nº 104, DE 8.7.2002 Processamento dos Dados Atividade de tratamento dos dados adquiridos que visa prepará-los para uma posterior interpretação. PORTARIA ANP Nº 188,DE 18.12.1998 Produção Conjunto de operações coordenadas de extração de petróleo ougás natural de uma jazida e de preparo para sua movimentação.PORTARIA ANP Nº 90, DE 31.5.2000 Produção Acumulada Volume de fluido produzido dos reservatórios até umadeterminada data. PORTARIA ANP Nº 9, DE 21.1.2000 Produtor Refinarias, centrais de matérias-primas petroquímicas, formuladores e produtores de biodiesel autorizados pela ANP.PORTARIA ANP Nº 319, DE 27.12.2001 Reservas Recursos descobertos de petróleo e gás natural comercialmenterecuperáveis a partir de uma determinada data em diante.PORTARIA ANP Nº 9, DE 21.1.2000 Reservas Desenvolvidas Reservas de petróleo e gás natural que podem ser recuperadasatravés de poços existentes e quando todos os equipamentosnecessários à produção já se encontram instalados. PORTARIAANP Nº 9, DE 21.1.2000 Reservas Desenvolvidas a Produzir Reservas de petróleo e gás natural que podem vir a serrecuperadas de intervalos completados porém fechados ou de poços fechados na data da estimativa. PORTARIA ANP Nº 9,DE 21.1.2000 Reservas Desenvolvidas em Produção Reservas de petróleo e gás natural que podem ser recuperadasde intervalos completados e em produção na data da estimativa. PORTARIA ANP Nº 9, DE 21.1.2000 Reservas Não Desenvolvidas



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Reservas de petróleo e gás natural que podem vir a serrecuperadas através de novos poços em áreas não perfuradas,re-entrada ou recompletação de poços existentes, ou quedependam da instalação de equipamentos de produção etransporte previstos nos projetos de recuperação convencionalou melhorada. PORTARIA ANP Nº 9, DE 21.1.2000 Reservas Possíveis Reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dadosgeológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na sua recuperação quando comparada com a estimativa de reservasprováveis. PORTARIA ANP Nº 9, DE 21.1.2000 Reservas Provadas Reservas de petróleo e gás natural que, com base na análise dedados geológicos e de engenharia, se estima recuperar comercialmente de reservatórios descobertos e avaliados, comelevado grau de certeza, e cuja estimativa considere ascondições econômicas vigentes, os métodos operacionaisusualmente viáveis e os regulamentos instituídos pelalegislações petrolífera e tributária brasileiras. PORTARIA ANPNº 9, DE 21.1.2000 Reservas Prováveis Reservas de petróleo e gás natural cuja análise dos dadosgeológicos e de engenharia indica uma maior incerteza na suarecuperação quando comparada com a estimativa de reservas provadas. PORTARIA ANP Nº 9, DE 21.1.2000 Reservas Totais Soma das reservas provadas, prováveis e possíveis. Reservatório de Gás Todo reservatório que contém hidrocarbonetospredominantemente na fase gasosa. PORTARIA ANP Nº 9, DE21.1.2000 Reservatório de Petróleo Todo reservatório que contém hidrocarbonetospredominantemente na fase líquida. PORTARIA ANP Nº 9, DE21.1.2000 Reservatório ou Depósito Configuração geológica dotada de propriedades específicas,armazenadora de petróleo ou gás, associados ou não. LEI Nº 9.478, DE 6.8.1997 Rocha - Reservatório Corpo de rochas permo-porosas, estratigraficamente definido e



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correlacionável. corpo de rochas permo-porosas, estratigraficamente definido e correlacionável PORTARIA ANP Nº 9, DE 21.1.2000 Rodada de Licitações Licitações de âmbito internacional efetuadas pela ANP, e destinadas àoutorga, aos respectivos licitantes vencedores, de concessões paraexploração e produção de petróleo e gás natural. Rodada Zero Designa a assinatura, entre a ANP e a Petrobrás, nos termos do artigo34 da Lei do Petróleo, na data de 06 de agosto de 1998, de 397contratos de concessão de blocos que já se encontravam em fase deexploração, desenvolvimento ou produção pela estatal, na data dapromulgação da Lei do Petróleo. Royalties Compensação financeira devida pelos concessionários, pagamensalmente, com relação a cada campo, a partir do mês em queocorrer a respectiva data de início da produção, sendo distribuída entreEstados, Municípios, Comando da Marinha do Brasil, Ministério da Ciência e Tecnologia e um Fundo Especial, administrado peloMinistério da Fazenda. RS Ver Razão de Solubilidade SIGEP Ver Sistema de Informações Gerenciais de Exploração e Produção Sigla de um Campo Identificação simplificada do nome do campo, de acordo com cadaConcessionário. PORTARIA ANP Nº 123, DE 18.7.2000 Unidade de Produção (Exploração e Produção) Conjunto de instalações destinadas a promover a separação,tratamento, estocagem e escoamento dos fluidos produzidos e movimentados num campo de petróleo e gás natural. PORTARIA ANPNº 90, DE 31.5.2000

Vazão de Teste de Poço Volume total de produção de um poço, durante um teste, dividido pelo tempo, em horas, de duração do mesmo. PORTARIA CONJUNTA Nº 1, DE 19.6.2000 Vazão Usual de Operação Vazão média, avaliada no período desde a última calibração do sistema de medição ou o último teste de poço até a data de avaliação. No cálculo da vazão média não devem ser considerados os períodos



58

em que não houve fluxo.

Volume de Petróleo Equivalente Volume de petróleo, expresso em metros cúbicos, que, na condição padrão de medição, contém a mesma quantidade de energia que um dado volume de petróleo e gás natural, quantidade de energia esta calculada com base nos poderes caloríficos superiores do petróleo e do gás natural, sendo que, para campos onde ocorra somente a produção de gás natural, deverá ser adotado o valor de quarenta mil megajoule por metro cúbico para o poder calorífico superior do petróleo, na determinação do respectivo volume de petróleo equivalente. DECRETO Nº 2.705, DE 3.8.1998 - DOU 4.8.1998 Volume Líquido de Petróleo Volume bruto corrigido (para a condição de base), descontado ovolume de água e sedimentos emulsionados no petróleomensurado. Volume Registrado Variação no registro do dispositivo registrador de um medidor,entre o início e o fim de uma medição. Volume Total da Produção Soma de todas e quaisquer quantidades de petróleo ou de gásnatural, extraídas em cada mês de cada campo, expressas nas unidades métricas de volume adotadas pela ANP, incluídas asquantidades de petróleo ou gás natural perdidas sob aresponsabilidade do concessionário; as quantidades de petróleoou gás natural utilizadas na execução das operações no próprio campo e as quantidades de gás natural queimadas em flaresem prejuízo de sua comercialização, e excluídas apenas asquantidades de gás natural reinjetadas na jazida e asquantidades de gás natural queimadas em flares , por razões desegurança ou de comprovada necessidade operacional, desdeque esta queima seja de quantidades razoáveis e compatíveiscom as práticas usuais da indústria do petróleo e que sejapreviamente aprovada pela ANP, ou posteriormente perante elajustifícada pelo concessionário, por escrito e até quarenta e oito horas após a sua ocorrência. DECRETO Nº 2.705, DE 3.8.1998- DOU 4.8.1998 Zona Camada ou conjunto de camadas correlacionáveis dentro deuma mesma unidade estratigráfica, contendo petróleo, gás ouágua. PORTARIA ANP Nº 9, DE 21.1.2000



59

Zona de Recepção Área geográfica limitada, contendo um ou mais Pontos deRecepção. RESOLUÇÃO ANP Nº 27, DE 14.10.2005



60

ANEXOS : ANEXO I – MAPA SIGPETRO



61

ANEXO II – CD SIGPETRO-BA Versão BETA-1.0

alterado

alterado

alterado

original

BR

BR

P

P

PP

BR

BRBR

P

CP

CP

CP

BR

CP

BR

CP

CP

CP

BR

BR

CP

CP

CPG

E&P

SO&G

CPG

WWP

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WWPWWP

WWPWWP WWP

WWP

WWP

SO&G

BR

SO&G

BBEP

WWP

SO&G

WWEP

WWEP

BR

WWEP

SME&P

SME&P

WWP

SME&P

WWP

QG

SME&P

BR

SO&G

CP

CP

BR

SME&PWWP

WWP

E&P

WWEP

RE&P

WWEP

BR

BR

SC

BR 110

BR 235

BA 0

84

BA 210

BR 11

6

BR 324

BA 233

BA 504

BR 1

01

BR 0

30

BA

650

BA 396

BR 410

BR 349

BA 304

BR 110

BR 235

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

BA 650

SC

SC

BA 650

SC

SC

SC

SC

BR 1

10

SC

SC

SC

BR 101

SC

SC

BR 116

BR

101

SC

SC

SC

SC

SC

SCSC

SC

SC

BR 1

10

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

BA 210

Rio Itapicuru

Riacho

Rio Vaza-Barris

Rio Pojuca

Rio Catu

Rio Inhambupe

Rio Jacuípe

Rio Subaúma

Rch. Grande

Rio N

atuba

Rio

Ver

mel

ho

Rio

Ting

ui

Rio

São

Fra

ncis

co

Rch. do Rosá

rio

Rio Baixa do Tubarão

Rio Paiaiá

Rio Quingones

Rch. S

eco

Riacho M

acete

Rch.

Ribe

ira

Rch. Maçacará ou Ribeira do Pombal

Rio Sauípe

Rio

do

Una

Rch. do C

achimbo

Rio M

ulungu

Rch. das Barreiras

Rch. do Cipó

R. d

o Ba

rreiro

Rio

Poçõ

es

Rio Catana

Baixa da Jurumeira

Rio Vitória

Riacho Baixa do Cirita

Rch

. do

Pen

edo

Rio da Serra

Baixa

Fac

hada

Rch. E

staleiroRch. do Saco

Rio Pequara

Rio Seco

Baix

a da

La.

Sec

a

Rio Pipi

to

Rch. d

o Ing

á

Rch. Paracatu

Rch

. da

Água

Rio

Orojo

R. R

ibeiroRch. Gravatá

Rio Im

baçaí

Rch. Andreza

Rio Tijuípe

Rch. do Saité

Baixa

da

Pito

mba

Rch. Malambé

Rio Paraguaçu

Baixo da Besta Grande

Rio C

abuçú

Rch.

Car

naíb

a

Rch. Umburano

Rio do Cairu

R. S

alga

do

Rio da Dona

Rch. Salgado

Rio

Moc

ambo

Rio R

eal

Rio Para

guaç

u

Rch. do Saité

Rio do Cairu

Rio Paraguaçu

Rio Sauípe

Rio Verm

elho

Rio

Para

guaç

u

Rch. do Saco

CIPO

ANTAS

ARACI

IRARA

CAIRU

MARAU

BANZAE

FATIMA

TUCANO

PEDRAO

ARACAS

POJUCA

CAMAMU

RODELAS

ARAMARI

SAUBARA

VALENCA

TAPEROA

ITUBERA

ITACARE

ADUSTINA

OLINDINA

ITANAGRA

CANDEIAS

CAMACARI

ARATUIPE

JEREMOABO

ITAPICURU

BIRITINGA

INHAMBUPEESPLANADA

AGUA FRIA

ITAPARICA

VERA CRUZ

JAGUARIPE

IGRAPIUNA

HELIOPOLIS

NOVA SOURE

CRISOPOLIS

ENTRE RIOS

OURICANGAS

ALAGOINHAS

TERRA NOVA

MARAGOGIPE

SANTO AMARO

NOVO TRIUNFO

DIAS D'AVILA

NILO PECANHA

SANTA BRIGIDA

CICERO DANTAS

MADRE DE DEUS

SITIO DO QUINTO

TEODORO SAMPAIO

CARDEAL DA SILVA

AMELIA RODRIGUES

MATA DE SAO JOAO

RIBEIRA DO POMBAL

RIBEIRA DO AMPARO

SAO SEBASTIAO DO PASSE

SAO FRANCISCO DO CONDE

SALVADOR

37°9'30"W

37°9'30"W

37°40'0"W

37°40'0"W

38°10'30"W

38°10'30"W

38°41'0"W

38°41'0"W

39°11'30"W

39°11'30"W

8°40'0"S 8°40'0"S

9°10'30"S 9°10'30"S

9°41'0"S 9°41'0"S

10°11'30"S 10°11'30"S

10°42'0"S 10°42'0"S

11°12'30"S 11°12'30"S

11°43'0"S 11°43'0"S

12°13'30"S 12°13'30"S

12°44'0"S 12°44'0"S

13°14'30"S 13°14'30"S

13°45'0"S 13°45'0"S

14°15'30"S 14°15'30"S

14°46'0"S 14°46'0"S

U N I V E R S ID A D E F E D E R A L D A B A H I A

I n s ti t u t o d e G e o c iê n c ia s

D e p a r t a m e n t o d e G e o lo g ia e G e o f í s ic a A p li c a d o

D is c ip l in a : G e o- 0 6 4 ( T r a b a lh o F in a l d e G r a d u a ç ã o ) T it u lo : B a n c o d e D a d o s G e o r e f e re n c i a d o s d o S e g m e n to O n s h o re d e P et ró l e o e G á s d a B a h i a F o n t e : B a s e d a S E I 1 :1 . 0 0 0 . 0 0 0 ; M a p a G e o ló g ic o d o E s t a d o d a B a h ia 1 :1 . 0 0 0 .0 0 0 (C P R M,C B P M ); A N P G r a d u a n d o : D e n is A lv e s F a r ia O r ie n ta d o r: D o n e iv a n F . F e r re i ra

UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA

Rio

São

Fran

cisco

BAHIA

GOIÁS

PIAUÍ

MINAS GERAIS

TOCANTINS

PERNAMBUCO

MARANHÃO

ALAGOAS

SERGIPE

36°0'0"W

36°0'0"W

39°0'0"W

39°0'0"W

42°0'0"W

42°0'0"W

45°0'0"W

45°0'0"W

48°0'0"W

48°0'0"W

51°0'0"W

51°0'0"W

9°0'0"S 9°0'0"S

12°0'0"S 12°0'0"S

15°0'0"S 15°0'0"S

18°0'0"S 18°0'0"S

Bacia Recôncavo-Tucano-Jatobá

SITUAÇÃO

Rio

São

Fra

ncis

co

BAHIA

PIAUÍPERNAMBUCO

ALAGOAS

SERGIPE

MINAS GERAIS

SC

BR 1

10

BR 235

BA 084

BA 210

BR 1

16

BR 324

BA 233

BA 504BR 101

BR 0

30

BA 6

50

BA 396

BR 410

BR 349

SC

BA 650

SC

SC

BR 235

SC

BR 11

0

SC

SC

BA 6

50

BR 110

SC

SC

SC

SC

SC

SC

BR 1

01

SC

SC

SC

BR 101

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

BR 1

10

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

BR 116

RIO ITAPICURU

CIPO

CATU

ANTAS

ARACI

IRARA

CAIRU

BANZAEFATIMA

TUCANO

PEDRAOARACAS

POJUCA

CAMAMU

RODELAS

ARAMARI

SAUBARA

VALENCA

TAPEROA

ITUBERA

ITACARE

ADUSTINA

OLINDINA

ITANAGRA

CANDEIAS

ARATUIPE

JEREMOABO

ITAPICURU

BIRITINGA

INHAMBUPE ESPLANADAAGUA FRIA

ITAPARICAVERA CRUZ

JAGUARIPE

IGRAPIUNA

HELIOPOLIS

NOVA SOURE

CRISOPOLIS

TERRA NOVA

SATIRO DIAS

SANTO AMARO

NOVO TRIUNFO

DIAS D'AVILA

NILO PECANHA

SANTA BRIGIDA

SITIO DO QUINTO

TEODORO SAMPAIO

CARDEAL DA SILVA

AMELIA RODRIGUES

RIBEIRA DO POMBAL

RIBEIRA DO AMPARO

SALINAS DA MARGARIDA SALVADOR

35°0'0"W

35°0'0"W

36°0'0"W

36°0'0"W

37°0'0"W

37°0'0"W

38°0'0"W

38°0'0"W

39°0'0"W

39°0'0"W

40°0'0"W

40°0'0"W

41°0'0"W

41°0'0"W

42°0'0"W

42°0'0"W

43°0'0"W

43°0'0"W

9°0'0"S 9°0'0"S

10°0'0"S 10°0'0"S

11°0'0"S 11°0'0"S

12°0'0"S 12°0'0"S

13°0'0"S 13°0'0"S

14°0'0"S 14°0'0"S

LOCALIZAÇÃO

TAQUIPE

MIRANGA

AGUA GRANDE

SANTANA

BIRIBA

FAZENDA PANELAS

BURACICA

CASSARONGONGO

SUSSUARANA

GOMO

FAZENDA BELEM

RIO POJUCA

POJUCA

BREJINHO

RIO PIPIRI

REMANSO

CANARIO

CANABRAVA

BONSUCESSO

FAZENDA ONCA

APRAIS

POJUCA NORTE

FAZENDA RIO BRANCO

UIRAPURU

LAGOA DO PAULO SUL

MATA DE SAO JOAO

LAGOA DO PAULO

P

PP

CP

CP

CP

BR

CP

CP

CP

SO&G

BR

WWP

BR

BR

SO&G

WWP

P

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WWP

QG

WWP

SO&G

BR

WWEP

SO&G

CP

SME&P

SO&G

WWP

WWEP

CP

BR

CP

SC

BR 101

SC

SC

SC

SC

Rio Pojuca

Rio Catu

Rio Jacuípe

Rio Pitanga

s

Rio Juruaba

Rio Itapecerica

CATU

ARACAS

POJUCA

alterado

original

BR

P

PP

P

CP

CP

CP

CP

BR

CP

BR

CP

CP

CP

BR

BR

CP

CP

CP

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SO&G

CPG

BR

WWPWWP WWP

WWP

SO&G

BR

SO&G

BBEP

SO&G

WWEP

SME&P

WWP

WWP

QG

SME&P

WWP

SME&P

BR

SO&G

E&P

RE&P

WWEP

BR

SC

BR 324

BR 101

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

SC

Rio Pojuca

Rio Jacuípe

Rio C

atu

Rio

Pita

ngas

Rio Juruaba

Rio Itapecerica

Rio das Piadas

Riacho O

uricó Grande

Rio Imbaçaí

Rio

Cat

ana

Rio Sauípe

Rio P

araguaçu

Rio Paraguaçu

Rio

Sauí

pe

Rio Paraguaçu

Rio Paraguaçu

Rio Paragua

çu

CATU

ARACAS

POJUCA

ITANAGRA

CANDEIAS

CAMACARI

DIAS D'AVILA

MATA DE SAO JOAO

SAO SEBASTIAO DO PASSE

38°0'0"W

38°0'0"W

38°20'0"W

38°20'0"W

12°20'0"S 12°20'0"S

12°40'0"S 12°40'0"S

0 6 12 18 243Km

Escala: 1:750.000

Leilões da ANP

Blocos Oferecidos Bid - 8*



* Blocos Oferecidos Bid - 4



Unidades Geologicas

Convenções EstruturaisAlto do Embasamento

Falha ou FraturaMalha Geofísica

Levantamento - 2d

Levantamento - 3d

Levantamentos - Terrestres

Levantamentos - Marítimos

Levantamentos - Aéreos

Setores - Terrestres - Costeiros

Setores - Maritimos e Terrestre

* Proprietários:BBEP E&PCPCPGBRPQGRE&PSM&PSOGWWPWWEP

Brasoil do Brasil Exploração Petrolífera S.A.Comp E&P de Petróleo e Gás S.A.Construtora Pioneira S.A.Cowan Petróleo e Gás S.A.Petróleo Brasileiro S.A.Petrosynergy Ltda.Queiroz Galvão e Gás S.A.Recôncavo E&P S/ASilver Marlin E&P de Petróleo e Gás Ltda.Starfish Oil & Gás S.A.W. Washington Petróleo S.A.W.Washington Empreendimentos e Participações Ltda.

Poços Confidencial Exploração

Poços Confidencial Exploratório

Poços Público

Poços Publico Exploração

TIPOS DE POÇOS

Embasamento

Formação Alinhaça

Formação Almada

Formação Camamu

Formação Candeias

Formação Marizal

Formação Sabiá

Formação Sergi

Grupo Barreiras

Grupo Brotas - Sergi e Alinhaça

Grupo Ilhas

Grupo Santo Amaro

Quartenário

Convenções CartográficasCidades

Drenagem

Corpos D'água

Rodovias

Formação São Sebastião

Campos de Produção

Campos Marginais Arrematados no Bid - 7

Campos Produtores

Documents

SIGPETRO-BA: Banco de Dados Georeferenciados do Segmento ...twiki.ufba.br/twiki/pub/IGeo/GeolMono20082/denis_faria_2008.pdf · Figura 09 – Prolongamento da vida de projetos e oportunidades