PETROBRÁS DECIDE REAVALIAR GASODUTO DE SERGIPE ÁGUAS PROFUNDAS E CONSIDERA ALTERNATIVAS PARA EXPORTAÇÃO DE GÁS

A diretoria da Petrobrás se reuniu na última semana e chegou a uma decisão que pode mudar os rumos de um dos mais aguardados empreendimentos do setor. Por conta das discussões envolvendo o programa de gas release, a empresa achou por bem pisar no freio e reavaliar o projeto do gasoduto de exportação do projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP), informou uma fonte do setor ao Petronotícias. Apesar disso, a ideia não é abandonar o projeto SEAP, mas repensar a forma como o gás produzido no campo seria exportado.

Uma das opções em análise é a instalação de uma balsa de liquefação próxima à plataforma, permitindo transformar o gás produzido em GNL ainda no ambiente offshore e realizar sua exportação sem se submeter às regras do gas release. O gasoduto de escoamento previsto inicialmente para o SEAP foi planejado para ter cerca de 134 km de extensão — sendo 111 km em trecho marítimo e 23 km em terra.

Para lembrar, o gas release é um mecanismo que prevê a oferta de volumes de gás ao mercado e que vem sendo debatido pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A avaliação interna da Petrobrás, segundo a fonte ouvida pelo Petronotícias, considera que eventuais mudanças nas regras podem afetar a viabilidade econômica do projeto do gasoduto concebido para o SEAP.

A ANP aprovou, no início deste mês, uma minuta do programa para entrar em consulta pública. Pelas regras propostas, 100% da produção da estatal seria preservada. Apenas o gás natural adquirido de outras petroleiras pela estatal na boca do poço, da União e importado da Bolívia via Gasbol será alvo do programa. No entanto, o projeto ainda pode passar por mudanças e aprimoramentos durante o processo de consulta pública. O foco do programa será a entrada do gás no mercado atacadista, destinado ao atendimento de consumidores não termelétricos.

A preocupação da diretoria da Petrobrás é que a obrigação de disponibilizar parte da produção de gás ao mercado possa reduzir o volume destinado à exportação e, consequentemente, comprometer a rentabilidade do projeto de escoamento originalmente planejado.

PLATAFORMA DO SEAP PODE SER TRANSFERIDA PARA A MARGEM EQUATORIAL

Segundo a fonte ouvida pelo Petronotícias, outra possibilidade discutida pela diretoria da companhia envolve a transferência de uma das plataformas inicialmente destinadas ao SEAP para a Margem Equatorial. Isso dependeria ainda dos resultados finais das perfurações que a Petrobrás pretende fazer no bloco FZA-M-059, na costa do Amapá, na Bacia da Foz do Amazonas.

A Petrobrás já encomendou à SBM Offshore duas plataformas para o SEAP: P-81 (SEAP I) e P-87 (SEAP II), cada uma com capacidade de produzir 120 mil bpd de óleo e 10 milhões de m³/dia de gás.

O projeto SEAP I abrange as jazidas com óleo leve, considerado de boa qualidade, pertencentes aos campos de Agulhinha, Agulhinha Oeste e Palombeta, localizados nas concessões BM-SEAL-10 e BM-SEAL-11. A Petrobrás é operadora das concessões BM-SEAL-11 — com 60% de participação, em parceria com a IBV Brasil Petróleo LTDA (40%) — e BM-SEAL-10, onde detém 100% de participação.

O projeto SEAP II abrange jazidas com óleo leve, considerado de boa qualidade, pertencentes aos campos de Budião, Budião Noroeste e Palombeta, localizados a cerca de 80 km da costa, nas concessões BM-SEAL-4, BM-SEAL-4A e BM-SEAL-10, respectivamente. A Petrobrás é operadora da concessão BM-SEAL-4 — com 75% de participação, em parceria com a ONGC Campos Limitada (25%) — e das concessões BM-SEAL-4A e BM-SEAL-10, onde detém 100% de participação.

A reportagem procurou a Petrobrás para um pedido de comentários, mas a empresa não pôde responder imediatamente ao nosso pedido. O espaço segue aberto para a manifestação da companhia.