A Petrobras anunciou nesta quinta (30) que declarou a comercialidade dos campos de Budião, Budião Noroeste, Budião Sudeste, Palombeta, Cavala, Agulhinha e Agulhinha Oeste, nas áreas dos blocos exploratórios BM-SEAL-4 e do BM-SEAL-4A, BM-SEAL-10 e BM-SEAL-11, em águas profundas da Bacia de Sergipe-Alagoas. A empresa não informou o volume de petróleo e gás dos campos. 

A produção na região está programada para começar em 2026, com o FPSO P-81, que terá capacidade para  produzir 120 mil barris de óleo/condensado e escoar 8 milhões de m³ de gás por dia. Uma segunda plataforma, prevista para atender o módulo SEAP II, está em fase de planejamento de contratação e tem seu início de produção previsto para após o horizonte do Plano Estratégico 2022-2026.

O FPSO de Sergipe deve ser contratado em 2022, pelo modelo de Built Operate and Transfer (BOT) – após uma etapa inicial de operação terceirizada, a companhia assume a operação da plataforma com equipes próprias.

A Petrobras é operadora das concessões BM-SEAL-4A e BM-SEAL-10 com 100% de participação, na concessão BM-SEAL-11 com 60%, em parceria com a IBV Brasil Petróleo Ltda. (40%), e na concessão BM-SEAL-4 com 75%, em parceria com a ONGC Campos Ltda. (25%).

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Descoberta gigante
Em abril de 2019, a agência epbr mostrou que a descoberta de Poço Verde, da Petrobras, em águas profundas de Sergipe, tem 11,9 bilhões (P50) de m³ de gás natural in place (VGIP). Os volumes são estimados para um dos reservatórios explorados durante o plano de avaliação da descoberta (PAD) do poço  1-BRSA-1022-SES, iniciado em 2013 e concluído ano passado. O PAD engloba áreas dos contratos  BM-SEAL-4A (onde a ONGC é sócia com 25%) e BM-SEAL-11 (100% Petrobras).

O volume de gás in place de Poço Verde, de 11,9 bilhões de m³, corresponde às estimativas P50, um cenário com 50% de probabilidade de ocorrer (melhor estimativa). Na análise da Petrobras, as estimativas para o reservatório onde foram encontrados as acumulações de gás variam entre 5,8 bilhões (P90), 11,9 bilhões (P50) e 24,4 bilhões (P10). Os volumes in place não representam o total que pode ser comercialmente recuperado.

As reservas em Sergipe são ainda maiores. Os dados de Poço Verde constavam em documentos enviados pela Petrobras à ANP, em que a empresa solicita a extensão por cinco anos do prazo para a declaração de comercialidade de Poço Verde. Nos documentos que a epbr teve acesso, a Petrobras não informa os volumes descobertos em Moita Bonita. 

Projeto prevê gasoduto de 128 km

O gasoduto terá trecho submarino com 100 km e trecho terrestre com 28 km, chegando em terra pelo município de Barra dos Coqueiros. Segundo dados do IBGE, a cidade tem pouco mais de 29 milhabitantes. Em 2016, ainda de acordo com dados do IBGE, o salário médio mensal na cidade era de 2,1 salários mínimos.

O duto terá 12″ de diâmetro (mesmo diâmetro do trecho submarino) e deverá operar com pressões em torno de 115 kgf/cm² de forma a atender as pressões mínimas para o processamento na UTG-SE. O trecho terrestre vai até a área onde se pretende instalar a Unidade de Tratamento de Gás de Sergipe (UTG-SE), município de Japaratuba. Acidade tem pouco mais de 18 mil habitantes, também de acordo com dados do IBGE.

O projeto prevê a antecipação da produção de gás antes da conclusão da nova UTG, através do aproveitamento de estruturas de transporte e processamento de gás existentes na UO-SEAL. Assim, o traçado do gasoduto possibilitará a interligação do FPSO ao campo de Caioba, a cerca de 95 km do FPSO, através de um gasoduto de aproximadamente 26 km de extensão. A partir do Campo de Caioba, o gás será transportado para o Polo Atalaia, em Aracaju, onde atualmente é feito o processamento de todo o gás produzido nos campos de águas rasas. O Polo Atalaia possui infraestrutura para o armazenamento de GLP e C5+, e para a compressão do gás tratado.

Informações epbr

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