{"id":120119,"date":"2013-06-04T17:31:08","date_gmt":"2013-06-04T20:31:08","guid":{"rendered":"http:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/?p=120119"},"modified":"2013-06-06T12:20:26","modified_gmt":"2013-06-06T15:20:26","slug":"defis-marins","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/fr\/defis-marins\/","title":{"rendered":"D\u00e9fis marins"},"content":{"rendered":"

Publi\u00e9 en octobre 2008<\/em><\/p>\n

\"Plateforme

PETROBRAS<\/span>Plateforme P-34 et p\u00e9trolier dans le bassin de Campos PETROBRAS<\/span><\/p><\/div>\n

Des recherches men\u00e9es dans diff\u00e9rentes salles du b\u00e2timent d\u2019Ing\u00e9nierie M\u00e9canique de l\u2019\u00c9cole Polytechnique (Poli) de l\u2019Universit\u00e9 de S\u00e3o Paulo situ\u00e9e dans la capitale pauliste, vont permettre de r\u00e9soudre le transport de gaz naturel. Ce dernier est exploit\u00e9 en profondeur sous la couche de pr\u00e9-sel du bassin de Santos qui fait partie des nouvelles r\u00e9serves p\u00e9troli\u00e8res confirm\u00e9es par Petrobras \u00e0 la fin de l\u2019ann\u00e9e 2007. L\u2019\u00e9quipe du professeur Kazuo Nishimoto, coordonnateur du TPN (Cuves d\u2019Essais Num\u00e9riques), laboratoire sp\u00e9cialis\u00e9 en hydrodynamique et \u00e9quip\u00e9 d\u2019un groupe d\u2019ordinateurs, met au point des syst\u00e8mes de simulation du futur transvasement de gaz naturel des plateformes p\u00e9troli\u00e8res vers les navires. Il s\u2019agit d\u2019une des possibilit\u00e9s examin\u00e9es par Petrobras, l\u2019autre option \u00e9tant d\u2019utiliser des gazoducs install\u00e9s au fond des oc\u00e9ans, mais il s\u2019agit d\u2019une solution on\u00e9reuse et difficile \u00e0 mettre en \u0153uvre car elle n\u00e9cessite l\u2019installation de conduites de gros diam\u00e8tre sur de longues distances et dans un environnement marin. Le gaz sera transform\u00e9 sur les plateformes pour passer d\u2019un \u00e9tat gazeux \u00e0 un \u00e9tat liquide afin de faciliter son transport par des m\u00e9thaniers. Il s\u2019agit d\u2019un dispositif qui fonctionnera en haute-mer \u00e0 plus de 300 kilom\u00e8tres de la c\u00f4te \u00e0 une profondeur de 2 200 \u00e0 3 000 m\u00e8tres, dans un environnement hostile en proie aux vagues, aux vents violents et \u00e0 la pression qui compliquent l\u2019ancrage et la stabilit\u00e9 des risers, des conduites reliant l\u2019\u00e9quipement au fond de l\u2019oc\u00e9an et transportant le p\u00e9trole et le gaz jusqu\u2019\u00e0 la plateforme.<\/p>\n

\u00abIl n\u2019y a encore aucun syst\u00e8me fonctionnant en haute-mer transformant le gaz en liquide. Le gaz naturel liquide (GNL) doit \u00eatre maintenu \u00e0 basse temp\u00e9rature dans un environnement cryog\u00e9nique de basse pression. L\u2019ensemble du dispositif et la conduite de transfert de la plateforme qui transvasera le gaz vers le navire devront \u00eatre \u00e0 une temp\u00e9rature comprise entre moins 120 degr\u00e9s et moins 160 degr\u00e9s Celsius. La cuve devra \u00e9galement \u00eatre r\u00e9frig\u00e9r\u00e9e. Cependant, quand le m\u00e9tal est soumis \u00e0 de tr\u00e8s basses temp\u00e9ratures il devient fragile et peut se fissurer\u00bb, d\u00e9clare le professeur Nishimoto, du D\u00e9partement d\u2019Ing\u00e9nierie Navale et Oc\u00e9anique de la Poli. L\u2019autre d\u00e9fi sera de r\u00e9aliser des transvasements dans des situations critiques dues au mouvement de l\u2019oc\u00e9an et des plateformes. Ces derni\u00e8res peuvent \u00eatre semi-submersibles comme les barges flottantes de production qui combinent les fonctions d\u2019extraction, de traitement et de stockage, appel\u00e9es FPSO (Floating, Production, Storage and Offloading), et le navire GNL qui r\u00e9agit diff\u00e9remment quand ses cuves sont pleines ou vides.<\/p>\n

Le TPN int\u00e8gre le secteur de d\u00e9veloppement de syst\u00e8mes de Petrobras, produit des calculs et simule des situations en utilisant les diff\u00e9rentes variables de l\u2019environnement marin et des \u00e9quipements utilis\u00e9s. Ce laboratoire a \u00e9t\u00e9 financ\u00e9 en 2002 par Petrobras et par l\u2019organisme de Financement d\u2019\u00c9tudes et de Projets (Finep), qui d\u00e9pend du Minist\u00e8re des Sciences et de la Technologie. Il comprend \u00e9galement des chercheurs de la Coordination des Programmes de 3e cycle d\u2019Ing\u00e9nierie (Coppe), de l\u2019Universit\u00e9 F\u00e9d\u00e9rale de Rio de Janeiro (UFRJ), du Groupe de Technologie et d\u2019Informatique Graphique (Tecgraf), de l\u2019Universit\u00e9 Pontificale Catholique de Rio de Janeiro, de l\u2019Universit\u00e9 Publique de Campinas (Unicamp), de l\u2019Universit\u00e9 F\u00e9d\u00e9rale d\u2019Alagoas (Ufal) et de l\u2019Institut de Recherches Technologiques (IPT).<\/p>\n

L\u2019exploitation du gaz naturel est l\u2019un des d\u00e9fis technologiques de Petrobras et d\u2019autres compagnies qui collaborent \u00e9galement avec des chercheurs et des fournisseurs d\u2019\u00e9quipements. Ils m\u00e8nent actuellement des recherches sur la production, l\u2019extraction et le transport de p\u00e9trole et de gaz r\u00e9alis\u00e9s dans des conditions in\u00e9dites en fonction des cavit\u00e9s de gaz situ\u00e9es sous les couches de sel et constitu\u00e9es d\u2019un ensemble de roches solides d\u2019environ 2 kilom\u00e8tres d\u2019\u00e9paisseur. La couche de sel se comporte comme une barri\u00e8re naturelle isolant le p\u00e9trole et le gaz qui se forment dans les roches carbonat\u00e9es (voir article page 75), \u00e0 une profondeur de 5 \u00e0 7 mille m\u00e8tres.<\/p>\n

Petrobras est leader dans l\u2019exploitation de gisement de p\u00e9trole en haute-mer avec des puits en activit\u00e9 situ\u00e9s \u00e0 1 800 m\u00e8tres de profondeur. L\u2019entreprise analyse actuellement l\u2019\u00e9tat des r\u00e9serves des nouveaux puits pour d\u00e9terminer la quantit\u00e9 qui sera exploit\u00e9e commercialement dans une r\u00e9gion qui s\u2019\u00e9tend des c\u00f4tes de l\u2019\u00e9tat d\u2019Esp\u00edrito Santo jusqu\u2019aux c\u00f4tes de l\u2019\u00e9tat de Santa Catarina. L\u2019entreprise \u00e9tudie la technologie d\u2019extraction de gaz et de p\u00e9trole dans des conditions extr\u00eames et le transport de ces produits jusqu\u2019aux raffineries et aux distributeurs de gaz. Pour ce faire, elle a lanc\u00e9 le Programme Technologique pour le D\u00e9veloppement de la Production des R\u00e9serves de la couche Pr\u00e9-sel (Prosal). L\u2019entreprise d\u00e9veloppe dans le plus grand secret 23 projets dans des diff\u00e9rents domaines comme l\u2019ing\u00e9nierie des puits, des r\u00e9serves et l\u2019\u00e9coulement de gaz et de p\u00e9trole. \u00abDe nombreux d\u00e9tails sont gard\u00e9s secrets\u00bb, d\u00e9clare Osvair Trevisan, directeur du Centre d\u2019\u00c9tude P\u00e9trolier (Cepetro) de l\u2019Unicamp. \u00abL\u2019entreprise est en train de mettre au point le mode op\u00e9ratoire, les mod\u00e8les et les param\u00e8tres d\u2019ing\u00e9nierie et de production. Nous estimons qu\u2019il n\u2019y aura pas de grands obstacles technologiques pour exploiter la couche pr\u00e9-sel\u00bb, affirme Osvair Trevisan, ancien Superintendant d\u2019Exploitation de l\u2019Agence Nationale du P\u00e9trole (ANP).<\/p>\n

Le secret qui entoure les d\u00e9tails les plus techniques, y compris dans la communaut\u00e9 scientifique qui travaille en partenariat avec Petrobras est probablement li\u00e9 au contexte \u00e9conomique et aux voies qui seront choisies en mati\u00e8re d\u2019exploitation de la couche pr\u00e9-sel, car le pays verra ses r\u00e9serves passer de 14 milliards de barils \u00e0 50 milliards ou plus. Des puits comme ceux de Tupi et d\u2019Iara, dans le bassin de Santos, garantissent d\u00e9j\u00e0 entre 9 et 12 milliards de barils de r\u00e9serve. Les premi\u00e8res analyses montrent qu\u2019il s\u2019agit d\u2019un p\u00e9trole d\u2019excellente qualit\u00e9, capable d\u2019offrir les produits les plus nobles \u00e0 la p\u00e9trochimie, mais les r\u00e9serves doivent encore \u00eatre calcul\u00e9es avec exactitude. Quoi qu\u2019il en soit, elles pourront hisser le Br\u00e9sil au rang des 10 principaux producteurs mondiaux de p\u00e9trole. Le Br\u00e9sil occupe actuellement la 24\u00e8me place des principaux producteurs de p\u00e9trole. On estime que la quantit\u00e9 de gaz naturel de la couche pr\u00e9-sel pour le gisement de Tupi dans le bassin de Santos repr\u00e9sente entre 176 milliards \u00e0 256 milliards de m\u00e8tres cubes, la m\u00eame quantit\u00e9 que les r\u00e9serves p\u00e9troli\u00e8res actuelles qui s\u2019\u00e9l\u00e8vent \u00e0 330 milliards de m\u00e8tres cubes et qui se trouvent pour la plupart dans des gisements encore non exploit\u00e9s. Le Br\u00e9sil importe encore 60 millions de m3 de gaz, dont la moiti\u00e9 provient de Bolivie.<\/p>\n

La viabilit\u00e9 de l\u2019exploitation commerciale et les quantit\u00e9s r\u00e9elles des r\u00e9serves ne seront \u00e9tablies qu\u2019apr\u00e8s des tests de longue dur\u00e9e (TLD), qui devraient s\u2019\u00e9tendre sur un an et demi \u00e0 partir de mars 2009 pour le puits de Tupi. Les syst\u00e8mes pilotes de production entreront ensuite en action au cours du deuxi\u00e8me semestre 2010. Si tout est valid\u00e9 et d\u00e9fini, la phase de production d\u00e9marrera sur de nouvelles plateformes entre 2013 et 2014. La production sera tout d\u2019abord de 100 mille barils de p\u00e9troles et de 5 millions de m\u00e8tres cubes de gaz par jour.<\/p>\n

\"Navire

PETROBRAS<\/span>Navire destin\u00e9 au transport de gaz naturel liqu\u00e9fi\u00e9: Une possible solution pour le gisement de Tupi PETROBRAS<\/span><\/p><\/div>\n

\u00abDans ce nouveau type d\u2019exploitation, l\u2019un des d\u00e9fis sera de forer la couche de sel car elle se d\u00e9forme et peut provoquer la rupture de la colonne de forage. Il faut r\u00e9aliser des contr\u00f4les \u00e0 chaque instant\u00bb, souligne le professeur Nishimoto. \u00abChaque puits doit avoir un mod\u00e8le num\u00e9rique sp\u00e9cifique exp\u00e9rimental informatis\u00e9 reproduisant les conditions marines et du sol et calculant la dynamique des navires et des plateformes\u00bb. C\u2019est une des t\u00e2ches des sp\u00e9cialistes en forage de Petrobras qui sont aid\u00e9s par des institutions de recherche comme l\u2019IPT et l\u2019USP. \u00abLes institutions re\u00e7oivent souvent des emails provenant de sp\u00e9cialistes se trouvant sur les plateformes de forage du bassin de Santos pour l\u2019\u00e9laboration de pr\u00e9visions et de calculs\u00bb.Tout est r\u00e9alis\u00e9 avec beaucoup de minutie car, outre le sel qui est facilement fracturable, il faut perp\u00e9tuer et pr\u00e9server le puits en \u00e9vitant que le foret se coince dans la couche de sel. \u00abLe forage du sel en soi n\u2019est pas compliqu\u00e9, le probl\u00e8me c\u2019est le d\u00e9placement de la couche de sel qui peut obturer le puits\u201d, d\u00e9clare le professeur Giuseppe Bacoccoli, membre du d\u00e9partement de p\u00e9trole et de gaz de la Coppe-UFRJ et ancien employ\u00e9 de Petrobras. Contenir l\u2019\u00e9croulement est une mission particuli\u00e8rement difficile pour un type de roche saline appel\u00e9e tachyhydrite. Les deux autres sont l\u2019halite et la carnalite qui sont plus r\u00e9sistantes. Les \u00e9quipes doivent donc \u00eatre rapides pour pr\u00e9server le puits et r\u00e9cup\u00e9rer les forets qui sont souvent perdus dans la couche pr\u00e9-sel du bassin de Santos.<\/p>\n

Ciment et acier<\/strong>
\nPour forer un puits, il faut utiliser un rev\u00eatement en acier et remplir l\u2019espace situ\u00e9 entre celui-ci et la roche avec un ciment sp\u00e9cial. Malgr\u00e9 ces pr\u00e9cautions, la pression du sel peut d\u00e9former l\u2019acier. Pour \u00e9viter cela, l\u2019entreprise \u00e9tudie de nouveaux mat\u00e9riaux plus r\u00e9sistants. \u00abSi le rev\u00eatement est trop lourd, ils g\u00eanera la progression de la sonde dans le puits. Il faut trouver un \u00e9quilibre\u00bb, souligne le g\u00e9ologue Cristiano Sombra, coordonnateur du Prosal. Comme il s\u2019agit d\u2019un nouveau domaine d\u2019\u00e9tude, il faut prendre toutes les pr\u00e9cautions n\u00e9cessaires qui impliquent de nombreuses \u00e9tudes d\u2019ing\u00e9nierie et la coordination du Centre de Recherches de Petrobras (Cenpes) et de son d\u00e9partement d\u2019exploitation et de production. Le forage du premier puits a co\u00fbt\u00e9 240 millions de dollars. Petrobras a d\u00e9pens\u00e9 1,7 milliard de dollars pour creuser 15 puits. Les prochains forages ne devraient co\u00fbter que 60 millions de dollars. \u00abDans le bassin de Campos, le co\u00fbt du forage de la couche pr\u00e9-sel devrait s\u2019\u00e9lever \u00e0 15 millions de dollars maximum\u00bb, souligne le professeur Bacoccoli.<\/p>\n

Pour l\u2019exploitation en eaux tr\u00e8s profondes, les probl\u00e8mes d\u00fbs aux conduites flexibles (risers) qui transportent le p\u00e9trole et le gaz jusqu\u2019\u00e0 la plateforme semblent d\u00e9sormais r\u00e9solus. \u00abLes risers utilis\u00e9s \u00e0 des profondeurs sup\u00e9rieures \u00e0 2 500 m\u00e8tres sont en phase finale de mise au point et d\u2019homologation\u00bb, d\u00e9clare le professeur Celso Pesce du D\u00e9partement d\u2019Ing\u00e9nierie M\u00e9canique de la Poli. \u00abCes nouveaux risers seront utiles, m\u00eame pour les forages ne concernant pas la couche pr\u00e9-sel\u00bb, dit-il. Celso Pesce et d\u2019autres chercheurs de la Poli, m\u00e8nent des \u00e9tudes visant \u00e0 analyser le comportement structurel et m\u00e9canique des risers p\u00e9troliers dans des projets men\u00e9s en partenariat avec Petrobras et les entreprises qui fabriquent ces conduites. Cette recherche est financ\u00e9e par la FAPESP, la Finep et le Conseil National de D\u00e9veloppement Scientifique et Technologique (CNPq), y compris pour les risers de grandes profondeurs. Les \u00e9tudes analysent le rapport entre le mouvement des unit\u00e9s flottantes et l\u2019action des vagues et du vent ainsi que la force exerc\u00e9e sur les risers qui vibrent avec le courant. La Poli \u00e9tudie, entre autres, comment maintenir ces structures en fonctionnement \u00e0 des profondeurs de 3 mille m\u00e8tres sans fatigue m\u00e9canique.<\/p>\n

Celso Pesce indique un autre d\u00e9fi \u00e0 relever pour les risers utilis\u00e9s dans la couche pr\u00e9-sel. \u00abLa temp\u00e9rature de l\u2019huile qui sera extraite est de 60 \u00e0 70 degr\u00e9s Celsius avec une tr\u00e8s forte pression interne. La couche externe du tube en contact avec l\u2019eau des profondeurs est beaucoup plus froide, environ 4 degr\u00e9s Celsius, et la perte de chaleur favorise la formation de paraffines qui obstruent la conduite. Ceci se produit \u00e9galement dans les puits de la couche post-sel. La solution utilis\u00e9e actuellement est d\u2019enlever la paraffine qui se forme \u00e0 l\u2019int\u00e9rieur du tube avec un \u00e9quipement appel\u00e9 PIG qui fonctionne comme un d\u00e9boucheur. Il faut concevoir de nouvelles conduites munies d\u2019une isolation ou d\u2019un contr\u00f4le thermique et qui \u00e9vitent la formation de paraffines\u00bb, souligne Celso Pesce, membre du R\u00e9seau de Structures Sous-marines, l\u2019un des quarante r\u00e9seaux de Petrobras qui compte aussi sur la collaboration de dizaines de centres de recherches br\u00e9siliens.<\/p>\n

La corrosion est un autre aspect que les ing\u00e9nieurs vont devoir surmonter pour forer des puits \u00e0 6 ou 7 mille m\u00e8tres de profondeur. \u00abLes tubes et les vannes install\u00e9s au fond de l\u2019oc\u00e9an, appel\u00e9e arbres de no\u00ebl, devront \u00eatre plus r\u00e9sistants car dans cet environnement il y a beaucoup de dioxyde de carbone (CO2) et de soufre\u00bb, d\u00e9clare le professeur Nishimoto. \u00abCes aspects ajout\u00e9s \u00e0 l\u2019agressivit\u00e9 chimique et \u00e0 l\u2019instabilit\u00e9 structurelle du sol ne sont pas habituels pour Petrobras\u201d, souligne le professeur Trevisan de l\u2019Unicamp.<\/p>\n

Des emplois sont disponibles<\/strong>
\nLes diff\u00e9rents d\u00e9fis \u00e0 relever vont provoquer une forte demande en professionnels. Leur nombre est encore incertain, mais les domaines sont d\u00e9j\u00e0 d\u00e9finis. \u00abOn aura besoin de professionnels dans le domaine m\u00e9tallo-m\u00e9canique, la p\u00e9trochimie, la logistique et les services, par exemple\u00bb, souligne le professeur Trevisan. Les \u00e9tudiants form\u00e9s par les universit\u00e9s et les instituts de recherche seront toujours sollicit\u00e9s par l\u2019entreprise. \u00abEn plus de 20 ans, le Cepetro a d\u00e9j\u00e0 form\u00e9 plus de 300 ma\u00eetres et docteurs qui sont all\u00e9s travailler chez Petrobras\u00bb. De nombreux \u00e9tudiants viennent \u00e9galement de l\u2019Universit\u00e9 F\u00e9d\u00e9rale du Rio Grande do Sul, de l\u2019UFRJ, de l\u2019USP et de l\u2019Universit\u00e9 Publique Pauliste (Unesp), o\u00f9 a d\u00e9marr\u00e9 la construction de l\u2019Unespetro sur le campus de Rio Claro. Il s\u2019agit d\u2019un complexe tourn\u00e9 vers la recherche et l\u2019enseignement appliqu\u00e9s \u00e0 l\u2019industrie du p\u00e9trole, mettant l\u2019accent sur la g\u00e9ologie et l\u2019environnement.<\/p>\n

L\u2019investissement initial pour la construction et l\u2019achat des \u00e9quipements s\u2019\u00e9l\u00e8ve \u00e0 5 millions de R$ qui seront enti\u00e8rement financ\u00e9s par Petrobras. Le Centre de G\u00e9ologie S\u00e9dimentaire (CGS) et le Centre d\u2019Excellence en G\u00e9ologie des Carbonat\u00e9es (Nopec) seront install\u00e9s dans un b\u00e2timent de 1 600 m\u00b2. \u00abPetrobras a contact\u00e9 l\u2019Unesp au mois de mai 2007 apr\u00e8s avoir pris la d\u00e9cision de cr\u00e9er un centre de recherche br\u00e9silien sur les roches carbonat\u00e9es, celles qui se trouvent dans la couche pr\u00e9-sel et qui contiennent les gisements de p\u00e9trole et de gaz r\u00e9cemment d\u00e9couverts\u00bb, annonce le professeur Dimas Dias Brito, du d\u00e9partement de G\u00e9ologie Appliqu\u00e9e de l\u2019Institut de G\u00e9osciences et de Sciences Exactes et responsable du projet Unespetro. \u00abLe cours de g\u00e9ologie de Rio Claro existe depuis pr\u00e8s de 40 ans et de nombreux professeurs, dont moi-m\u00eame, ont d\u00e9j\u00e0 travaill\u00e9 chez Petrobras\u00bb, d\u00e9clare-t-il. Les investissements de Petrobras ont permis que 18 de leurs g\u00e9ologues dispensent cette ann\u00e9e un cours sur les roches carbonat\u00e9es \u00e0 l\u2019Unesp pendant six mois. \u00abDans ce centre nous allons \u00e9tudier tous les types de roches calcaires de la c\u00f4te atlantique br\u00e9silienne, du pr\u00e9-sel au post-sel. Les d\u00e9fis de la g\u00e9ologie sont \u00e9normes et spectaculaires. Aujourd\u2019hui les g\u00e9ologues br\u00e9siliens, repr\u00e9sent\u00e9s par nos coll\u00e8gues de Petrobras, vivent un moment magique \u201d, conclut Dias Brito.<\/p>\n

<\/p>\n

Une histoire ancienne
\n<\/span><\/strong><\/em>Une conjonction int\u00e9ressante de facteurs g\u00e9ologiques et climatiques a cr\u00e9\u00e9 de mani\u00e8re al\u00e9atoire le p\u00e9trole et le gaz du sous-sol marin, sous une couche de sel situ\u00e9e le long du littoral sud-est\/sud et distante de la c\u00f4te. Cette r\u00e9serve contient des roches carbonat\u00e9es qui ont \u00e9t\u00e9 produites par des cyanobact\u00e9ries, il y a des millions d\u2019ann\u00e9es. Le d\u00e9membrement du supercontinent Gondwana, qui a engendr\u00e9 l\u2019Am\u00e9rique du Sud et l\u2019Afrique, a cr\u00e9\u00e9 ici et l\u00e0 des lacs au cours d\u2019une p\u00e9riode comprise entre 113 millions et 145 millions d\u2019ann\u00e9es. L\u2019eau de mer les a ensuite envahis et les bact\u00e9ries ont alors commenc\u00e9 \u00e0 interagir et \u00e0 se d\u00e9velopper dans ce tout nouvel \u00e9cosyst\u00e8me carbonat\u00e9 en milieu ras avec des temp\u00e9ratures et une salinit\u00e9 \u00e9lev\u00e9es. Cette action microbienne a g\u00e9n\u00e9r\u00e9 des ensembles calcaires qui plus tard allaient h\u00e9berger le p\u00e9trole cr\u00e9\u00e9 par la transformation de la mati\u00e8re organique issue du plancton et de microorganismes qui se sont accumul\u00e9s dans les anciens lacs. Durant des millions d\u2019ann\u00e9es, l\u2019enterrement progressif des roches lacustres a r\u00e9chauff\u00e9 et exerc\u00e9 une pression sur cette mati\u00e8re qui s\u2019est transform\u00e9e en hydrocarbonates (gaz et p\u00e9trole). Ils ont \u00e9t\u00e9 ensuite expuls\u00e9s vers les roches carbonat\u00e9es o\u00f9 ils ont \u00e9t\u00e9 confin\u00e9s. <\/span><\/p>\n

\u00abLa couche imperm\u00e9able rocheuse de sel qui poss\u00e8de des centaines de m\u00e8tres d\u2019\u00e9paisseur a fonctionn\u00e9 comme un bouclier et a emp\u00each\u00e9 le p\u00e9trole de migrer vers les roches de la couche post-sel. Cette couche s\u2019est form\u00e9e en 500 mille ans dans un espace de temps g\u00e9ologique court et probablement au cours d\u2019une p\u00e9riode comprise entre 112 e 113 millions d\u2019ann\u00e9es, lors de la grande \u00e9vaporation de l\u2019oc\u00e9an primitif\u00bb, explique le professeur Dimas Dias Brito, de l\u2019Unesp. La couche de sel existe \u00e9galement dans d\u2019autres r\u00e9gions, y compris sur terre, comme dans la commune de Carm\u00f3polis dans l\u2019\u00e9tat de Sergipe, o\u00f9 Petrobras exploite diff\u00e9rents puits. \u00abM\u00eame le p\u00e9trole du bassin de Campos (exploit\u00e9 depuis les ann\u00e9es 70) se trouve sous la couche de sel. Il s\u2019agit d\u2019hydrocarbonates qui ont migr\u00e9 vers les roches sup\u00e9rieures compos\u00e9es de calcaire et d\u2019ar\u00e9nite, \u00e0 travers les fissures de la couche de sel, vers des zones sous-marines rases, o\u00f9 la couche est plus fine. La plupart du p\u00e9trole exploit\u00e9 au Br\u00e9sil provient de lacs anciens qui ont pr\u00e9c\u00e9d\u00e9 l\u2019Atlantique Sud\u00bb. Il souligne que les r\u00e9serves carbonat\u00e9es de la couche pr\u00e9-sel ne sont pas d\u2019\u00e9normes cavit\u00e9s remplies de p\u00e9trole ou de gaz, mais des couches de roches poreuses reli\u00e9es entre elles. <\/span><\/p>\n

Bien qu\u2019il n\u2019ait pas davantage de d\u00e9tails sur les nouveaux gisements, Dias Brito rappelle que ces formations carbonat\u00e9es par l\u2019action des cyanobact\u00e9ries sont uniques au monde car les autres formations calcaires associ\u00e9es au p\u00e9trole ont d\u2019autres origines.<\/span><\/p>\n

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\u00a0<\/span><\/b><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"D\u00e9fis marins","protected":false},"author":10,"featured_media":0,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"_exactmetrics_skip_tracking":false,"_exactmetrics_sitenote_active":false,"_exactmetrics_sitenote_note":"","_exactmetrics_sitenote_category":0,"footnotes":""},"categories":[1194],"tags":[],"coauthors":[97],"class_list":["post-120119","post","type-post","status-publish","format-standard","hentry","category-technologie"],"acf":[],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/120119","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/users\/10"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=120119"}],"version-history":[{"count":0,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/120119\/revisions"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=120119"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=120119"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=120119"},{"taxonomy":"author","embeddable":true,"href":"https:\/\/revistapesquisa.fapesp.br\/fr\/wp-json\/wp\/v2\/coauthors?post=120119"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}