Equinor pede comercialidade em 2 campos de gás no pré-sal

A Equinor submeteu à ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) nesta 5ª feira (21.set.2023) as declarações de comercialidade e os planos de desenvolvimento para 2 campos do bloco BM-C-33, localizado no pré-sal da Bacia de Campos. O envio dessa documentação é o 1º passo para iniciar a exploração da concessão. Os campos foram denominados Raia Manta e Raia Pintada.

O bloco BM-C-33 é um dos principais projetos de gás natural em desenvolvimento no país. A concessão é operada pela Equinor (35%) e tem participação da Petrobras (BVMF:PETR4) (30%) e da Repsol (BME:REP) Sinopec Brasil (35%). O projeto de desenvolvimento dos campos inclui a instalação de um navio plataforma com capacidade de produzir 126 mil barris de óleo e 16 milhões de m³ de gás por dia. A Equinor estima uma vazão média de escoamento de 14 milhões de m³ de gás por dia no bloco.

Segundo a Petrobras, a expectativa de volumes recuperáveis de óleo e gás no BM-C-33 é superior a 1 bilhão de barris de óleo equivalente e a previsão de entrada em operação do bloco é em 2028. Eis a íntegra do comunicado da estatal (PDF – 707 kB).

Para levar o gás produzido a cerca de 200 km da costa, será necessária a construção de um gasoduto submarino que se conectará a uma infraestrutura de recebimento localizada no Terminal de Cabiúnas (RJ). A partir do terminal, a produção do BM-C-33 chegará à malha nacional de transporte de gás.

Leia outros projetos da Petrobras para expandir a oferta de gás natural:

• Rota 3

O Rota 3 será o 1º a entrar em operação, com previsão de iniciar suas atividades em 2024. O projeto consiste na construção de um gasoduto com extensão de 360 km para escoar o gás produzido nos campos de Tupi, Búzios e Tambuatá, localizados no pré-sal da Bacia de Santos.

A estrutura que terá 310 km em seu trajeto marítimo e 50 km de extensão terrestre transportará o produto até o complexo Gaslub (antigo Comperj), localizado em Itaboraí (RJ), onde está uma UPGN (Unidade de Processamento de Gás Natural).

O rota 3 terá capacidade de transportar 21 milhões de m³ de gás por dia. A Petrobras detém 100% de participação nesse projeto.

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• Seap

O projeto do Seap (Sergipe-Alagoas Águas Profundas) trata da exploração de reservatórios de gás em 7 campos na bacia de Sergipe-Alagoas. A previsão é de contratar 2 navios-plataformas para operar na região: SEAP 1 e SEAP 2.

O empreendimento ainda pressupõe a construção de um gasoduto de 130 km (100 km offshore e 30 km onshore), com capacidade de transportar cerca de 18 milhões de m³ de gás natural até uma UPGN a ser desenvolvida em Barra dos Coqueiros (SE).

A Petrobras opera essas concessões com 80% de participação. A IBV é controladora de 19% do projeto enquanto a ONGC detém o 1% restante.

Também existem outros 2 projetos de exploração de gás no Brasil em desenvolvimento sem participação da Petrobras. São eles:

• Bacalhau

Operado pela Equinor (40%), em parceria com a ExxonMobil (NYSE:XOM) (40%) e Galp (20%), o projeto para o campo de óleo e gás localizado na Bacia de Santos prevê a construção de um gasoduto de 120 km para transportar gás até a costa brasileira.

Na 1ª fase de produção do ativo, que está prevista para iniciar até 2025, haverá apenas produção de petróleo e o gás associado será reinjetado em sua totalidade. A 2ª fase, que ainda aguarda aprovação, tem previsão de início em 2028 e consiste no escoamento de parte do gás associado até a uma UPGN.

Segundo a consultoria especializada WoodMac, é esperada uma taxa de reinjeção de 30% do gás produzido em Bacalhau, enquanto 70% será ofertado ao mercado.

A estatal brasileira PPSA (Pré-Sal SA) também é sócia por meio de um acordo de partilha da produção previsto na regulamentação brasileira para áreas do pré-sal.

• Gato do Mato

O último dos 5 projetos a entrar em operação no Brasil será o campo de Gato do Mato, localizado na Bacia de Santos. O projeto é similar ao de Bacalhau, pois também terá uma fase de produção exclusiva de óleo, prevista para 2027, e uma fase para produção do gás associado que deve ter início cerca de 4 anos depois da 1ª fase.

O campo é operado pela Shell (NYSE:SHEL) (50%), em parceria com a EC (30%) e a Total Energies (20%). As possibilidades para o escoamento do gás ainda estão sendo analisadas, mas existe a opção de construir um gasoduto para conectar com as rotas de transporte já existentes, ou então a construção de um gasoduto com uma capacidade maior de transporte para levar o gás diretamente a costa. A PPSA também é sócia do projeto.

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