O de prefixo L – 3 (Lobato), concluído em dezembro de 1939.

No final de dezembro de 1988, 5511 poços estavam produzindo no País, dos quais 4872 eram terrestres e 639 marítimos.

É o volume de petróleo que se pode extrair de uma jazida, pelos métodos atuais, em determinado momento.

As reservas de óleo e gás natural eram, em 31/12/88, respectivamente, de 2816 milhões de barris e 109 bilhões de metros cúbicos.

Um barril tem 159 litros.

Cerca de 7,5 barris correspondem a uma tonelada, dependendo, porém, da densidade do petróleo ou derivado.

Aproximadamente 6,29 barris correspondem a um metro cúbico.

Hoje, a maior parte da produção nacional vem da bacia de Campos, com cerca de 52.600 m³ (330.000 barris) por dia, sendo Namorado o campo de onde mais se produz, com cerca de 7.750 m³ (48.000 barris) por dia. O campo que mais produziu até hoje foi o de Água Grande, na Bahia, com um total acumulado de 42,9 milhões de m³ (274 milhões de barris). No Recôncavo Baiano já foram produzidos mais de um bilhão de barris de petróleo.

De modo geral , os petróleos podem ser classificados como :

1. petróleo de base parafínica;
2. petróleo de base naftênica e
3. petróleo de base aromática.

Os petróleos de base parafínica apresentam, como resíduo de sua destilação, substâncias cerácea contendo principalmente membros da série parafínica. O petróleo naftênico apresenta um resíduo asfáltico. Os petróleos aromáticos, apresentam, em seus componentes, derivados da cadeia do benzeno.

A utilização do petróleo expandiu-se lentamente de 1859 a 1900, na chamada "idade do querosene". No início do século XX, o desenvolvimento dos motores de combustão interna proporcionou fenomenal crescimento da indústria do petróleo. Grande parte da energia consumida no mundo é fornecida pela gasolina, querosene, óleo diesel, óleo combustível, gás natural e outros produtos do petróleo. Também a indústria petroquímica utiliza o petróleo na obtenção de milhares de compostos químicos.

Nas bacias marítimas, com a descoberta de uma nova jazida até a fase de produção comercial, o tempo médio decorrido é de aproximadamente 6 anos, se considerarmos a utilização de uma plataforma fixa, pois sua construção só pode ser iniciada após a delimitação do campo (só é viável economicamente para um grande número de poços produtores) e determinação do local de sua instalação (lâmina de água). Com o emprego dos Sistemas Flutuantes de Produção, a PETROBRÁS reduziu sensivelmente o prazo para a extração de petróleo, principalmente pela grande flexibilidade (atende de um a vários poços produtores) e mobilidade (independe da lâmina d’água, podendo ser facilmente remanejado).

Na fase de produção, o óleo pode vir à superfície espontaneamente, impelido pela pressão interna dos gases. Nesses casos temos os chamados poços surgentes. Para controlar esse óleo, usa-se, então, um conjunto de válvulas denominado árvore-de-natal. Quando, entretanto, a pressão fica reduzida, são empregados processos mecânicos (cavalo de pau), bombas alternativas ou centrífugas e injeção de gás.

Durante a vida útil dos campos de petróleo, que pode chegar a 30 anos, várias providências são tomadas para preservar o reservatório. Na extração do petróleo, a pressão do gás natural associado é a fonte de energia que faz o óleo chegar à superfície. Por isso, há uma permanente preocupação, em se produzir a menor quantidade possível de gás com cada barril de petróleo, poupando-se a energia do reservatório. Se produzirmos gás em quantidade maior que a necessária, corre-se o risco de uma exploração predatória e grande volume de petróleo permanecerá na jazida, sem possibilidade de aproveitamento.

A responsabilidade dos engenheiros é tanto mais séria quanto mais baixo for o fator de recuperação da jazida. Os especialistas têm conhecimento de que, pelos processos até agora descobertos, não será possível retirar todo o petróleo de uma jazida. Retiram-se, em média, apenas 25%. Portanto, 75% do petróleo fica retido, esperando que novas técnicas apareçam, capazes de aumentar a eficiência dos meios de extração. Tomando por exemplo, um campo cujas reservas provadas sejam de 100 milhões de barris e que tenha este fator de recuperação (25%), fica claro que apenas 25 milhões de barris poderão ser extraídos.

O fator de recuperação varia de acordo com a natureza dos reservatórios (porosidade das rochas) e com as características do petróleo (maior ou menor viscosidade). Pode-se aumentar o fator de recuperação com técnicas especiais, chamadas de recuperação secundária e terciária, conforme a sofisticação do método.

A extração de petróleo de uma jazida induz à idéia de um resgate, de uma recuperação, de vez que parte do petróleo deverá ficar eternamente no subsolo. Quando a extração se realiza, usando-se a energia do próprio reservatório, sem estímulos externos, diz-se que é recuperação primária. Quando, porém, são usados estímulos externos para produzir mais petróleo, o observador está diante de uma recuperação secundária ou terciária.

As principais técnicas de recuperação consistem em injetar água, gás natural, vapor, álcool ou, ainda, misturas especiais, com o fim de estimular a saída do petróleo. Tais substâncias, ocupando os vazios dos reservatórios, acabam empurrando o óleo para o poço. Os diversos tipos de recuperação variam com a natureza do petróleo. Para os petróleos muito densos, desenvolveu-se um método baseado na combustão interna, chamada de combustão in situ. Com auxílio de um ignidor, os especialistas provocam uma espécie de incêndio controlado nas profundezas do reservatório, conseguindo, assim, maior fluidez do óleo. A PETROBRÁS já emprega todos os processos de recuperação secundária, principalmente nos campos do Recôncavo Baiano, onde há campos com mais de 40 anos, e na bacia terrestre de Sergipe.

Sim. A complexidade mencionada na resposta anterior decorre da própria natureza do petróleo. Ao sair do poço, o petróleo não vem só. Embora existam poços que só produzem gás, grande parte deles produz, ao mesmo tempo, gás, petróleo e água salgada. Isto prova que o óleo se concentra no subsolo entre uma capa de gás (superior) e camadas de água na parte inferior. Depois de eliminada a água, em separadores, o petróleo é armazenado para seguir para as refinarias.

O gás natural, por sua vez, é submetido a um processo onde são retiradas partículas líquidas, que vão gerar o gás liqüefeito de petróleo (GLP), usado para cozinhar.

Após processado, o gás é entregue para consumo industrial, inclusive na petroquímica. Para deste gás é reinjetado nos poços, para estimular a produção de petróleo, através da recuperação secundária.

O gás natural é o gás existente em jazidas. Algumas vezes é produzido juntamente com petróleo – é o chamado gás associado, comum nos poços da Bacia de Campos. Há também o gás natural não associado, existente em jazidas sem petróleo, a exemplo dos poços dos campos do Juruá.

Imaginemos um campo petrolífero devidamente delimitado, com as reservas estimadas e com os poços prontos para entrar em produção. Novos investimentos são requeridos, desta vez para a construção de oleodutos, gasodutos, estações coletoras de petróleo, instalações de tratamento para separação da água, de óleo e do gás e portos especializados (terminais petrolíferos). Uma complexa infra-estrutura tem de ser montada, até que o petróleo chegue às refinarias e se transforme em derivados para consumo final.