Le séminaire international "Petróleo e Pré-Sal" de l'AIPN, Association Internationale de Négociants en Pétrole, s'est déroulé les 17 et 22 octobre à Rio de Janeiro. Ce séminaire avait pour thème la géologie, l'unification de la production et les découvertes du pré-sel. Il a réuni les principales entreprises du secteur pétrolier dans le monde. D'importantes réserves de pétrole et gaz naturel ont en effet été découvertes fin 2007 au Brésil, dans ladite zone du "pré-sel".
En particulier, l'exploitation des réserves du puits de Tupi, dans la baie de Santos va nécessiter des avancées technologiques conséquentes. Ces réserves sont localisées à plus de 6000 mètres de profondeur, dans des roches carbonates appelées "couche pré-sel", et situées sous une "croûte saline" solide d'environ 2000 mètres d'épaisseur. Cette "croûte saline" repose elle-même sous une couche sédimentaire appelée "couche post-sel" de 2000 mètres d'épaisseur, et sous 2000 à 3000 mètres d'eau.
Outre le forage dans le sol marin et l'extraction du pétrole, la transformation et le transport du gaz associé au pétrole représente un vrai défi technologique. Ce gaz devra être transformé de l'état gazeux à l'état liquide sur la plate-forme pétrolière elle-même, afin d'en faciliter le chargement et le transport sur un navire spécialisé en gaz liquéfié.
L'option de construire des gazoducs le long des fonds marins jusqu'aux côtes brésiliennes a été écartée car trop couteuse et difficile à mettre en oeuvre à une distance de 300 kilomètres des côtes. Une des alternatives prises en compte par Petrobras, l'entreprise brésilienne en charge de l'exploitation de la zone, est d'amener le gaz et le pétrole vers la surface via un réseau de tubes flexibles appelées "risers".
Cette alternative est actuellement développée par le TPN (Tanque de Provas Numérico), un groupe de développement de systèmes de Petrobras, que coordonne le Professeur Kazuo Nishimoto du Département d'Ingénierie Navale et Océanique de l'Ecole Politechnique (Poli) de l'Université de São Paulo. La création du TPN a été financé par Petrobras, par la Finep (Financeur d'études et projets), et par le Ministère des Sciences et Technologies brésilien. De nombreux partenaires de recherche font également partie du TNP.
A ce jour, il n'existe pas dans le monde un système en activité en haute mer qui soit capable de transformer le gaz en liquide. Dans cet état, le gaz natural liquide (GNL) doit être préservé dans des conditions de basses pression et température, ce qui crée une contrainte pour son transfert et son transport par bateau. A cela s'ajoutent des conditions maritimes difficiles, avec des vents forts et des mouvements d'eau importants, ce qui est non seulement une contrainte pour l'amarrage et le chargement des navires, mais aussi pour la résistance du réseau tubulaire qui émane des fonds marins vers la surface.
Petrobras est en passe de réaliser un programme de vérification des réserves des nouveaux puits qui seront exploités commercialement dans la région qui s'étend des côtes de l'Etat d'Espirito Santo à Santa Catarina. Sont également en période de vérification les technologies pour extraire le pétrole et le gaz en conditions extrêmes et les tranporter vers les infrastructures de valorisation et les canaux de distribution.
Ces processus de vérification font partie du programme Petrobras appelé Prosal (Programme Technologique pour le Développement de la Production des Réserves Pré-sel), auxquels participent plusieurs groupes de recherches. Prosal inclut 23 projets dans des spécialités disctinctes, comme l'ingénierie d'extraction des puits, sur lesquels l'entreprise Petrobras garde le plus grand secret.
La viabilité de l'exploitation commerciale et les réserves réelles vont être définis ultérieurement lors de Tests de Longue Durée (TLD), qui doivent s'écouler sur un an et demi à partir de mars 2009 pour le puits de Tupi. Les essais pilotes de production sont quant à eux prévus pour le second semestre de 2010. Ensuite, en supposant qu'aucun évènement ne vienne entraver le plan établi, devrait commencer en 2013 la phase de production sur les nouvelles plate-formes, chacune produisant initialement 100.000 barrils de pétroles et 5 millions de mètres cubes de gaz par jour. A noter que l'échéance initialement annoncée de 2013 pourrait être repoussée à 2020, et ce suite aux effets de la crise financière qui touche actuellement le monde, selon un article de la Folha Online du 22/10/2008.
L'enjeu sur le plan économique, pour l'entreprise comme pour le pays, est conséquent. Le Brésil pourrait voir ses réserves de petrole passer des actuels 14 milliards à 50 milliards de barils ou plus. Un puits comme celui de Tupi, dans la baie de Santos, pourrait déjá garantir une réserve de pétrole avoisinant 9 à 12 milliards de barrils. Ceci pourrait positionner le Brésil parmi les plus grands producteurs de pétrole de la planète, alors qu'il est actuellement en 24ème position. Les prévisions annoncées par Petrobras en ce qui concerne le gaz naturel, dans la seule région de Tupi, sont de 176 à 256 milliards de mètres cubes, ce qui est quasiment équivalent à l'ensemble des réserves actuelles de gaz estimées à 330 milliards de mètres cubes.
