A ExxonMobil planeja começar a perfurar em águas profundas da Bacia de Sergipe-Alagoas no segundo semestre de 2021, afirmou Alberto Ferrin, vice-presidente da petroleira no Brasil, durante a epbr offshore week.
A empresa está licenciando 11 poços exploratórios na bacia, em áreas das 13a, 14a e 15a rodadas de licitação da ANP, quando adquiriu a operação dos blocos SEAL-M-351, SEAL-M-428, SEAL-M-430, SEAL-M-501, SEAL-M-503, SEAL-M-573.
O poço mais perto da costa está a 67 km da cidade de Brejo Grande, em Sergipe.
A ExxonMobil (50%) é operadora de novo blocos exploratórios em um consórcio com Enauta (30%) e Murphy Oil (20%) na Bacia de Sergipe-Alagoas.
Além disso, a companhia tem participação em outros 17 blocos nas Bacias de Campos e Santos, além de fazer parte do consórcio com a Equinor e a Petrogal no desenvolvimento da produção do campo de Bacalhau, no pré-sal da Bacia de Santos.
“Estamos avançando nos planos de perfuração do primeiro poço da Exxon em Sergipe-Alagoas. Previsão é no segundo semestre de 2021”, disse o executivo.
Segundo Ferrin, a petroleira tem muito interesse na área, considerada “estratégica”.
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“É uma área estratégica, com muito interesse. Sergipe é um play, estrategicamente, muito importante para nós (…) Estamos constituindo uma fonte robusta de desenvolvimento futuro”, disse Ferrin.
“Obviamente a ExxonMobil tem muito interesse no play. Nós aumentamos a participação na Bacia de Sergipe-Alagoas de forma significativa durante o ciclo de ofertas permanentes juntamente com nossos parceiros”, afirmou durante o evento.
Petrobras aposta no gás sergipano
A Bacia de Sergipe-Alagoas é atualmente a principal aposta para a produção de gás natural offshore fora da Bacia de Santos. A aposta vem depois da descoberta de Poço Verde, da Petrobras, em águas profundas, que 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 em 2018. 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.
Há também volumes de óleo em outros reservatórios, que totalizam cerca de 36 milhões de m³ (P50) ou 226 milhões de barris in place (veja a tabela).
As reservas em Sergipe são ainda maiores. Os dados de Poço Verde constam 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, porque entende que outro PAD, o de Moita Bonita, pode ter correlação com o futuro campo.
Nos documentos que a epbr teve acesso, a Petrobras não informa os volumes descobertos em Moita Bonita. Se a extensão do prazo for aprovada, a declaração de comercialidade de Poço Verde fica para 2023.
Gasoduto em licenciamento
A Petrobras está licenciando um gasoduto de 128 km de extensão para escoar a produção de gás natural dos projetos de produção dos reservatórios de Farfan, Barra e Muriú, na área dos blocos exploratórios BM-SEAL-10 e BM- SEAL-11, em águas profundas da Bacia de Sergipe-Alagoas. A produção do módulo 1 da região será feita a partir de um FPSO com primeiro óleo previsto para outubro de 2024.
O projeto atual prevê que a produção do campo será feita por um FPSO com capacidade de 100 mil barris por dia e 8,5 milhões de m³ por dia de gás natural interligado a 15 poços, sendo cinco produtores de óleo, quatro injetores de água conversíveis a injetores de gás, três injetores de água e três produtores de gás. O óleo será escoado por offloading.
Fonte: EP BR
