ANP conclui primeira análise de enquadramento de campos marginais

A Diretoria da ANP aprovou o resultado da primeira análise de enquadramento de campos de petróleo e gás natural que apresentam economicidade ou produção marginal com base na Resolução ANP nº 877/2022: do total de 433 campos do Brasil, 302 são marginais. Para os campos terrestres, 79% foram enquadrados como marginais e representam 15% da produção desse ambiente em 2022. O enquadramento permitirá a ANP avançar na discussão de outros temas, presentes na agenda regulatória para o biênio 2022-2023, como incentivos à produção nesses campos.

A Agência também está lançando uma página de consulta dinâmica para divulgação da lista de campos enquadrados como marginais. É possível filtrar as informações por operador, bacia e ambiente.

A Resolução ANP nº 877/2022 prevê o enquadramento anual automático pela ANP e o enquadramento a pedido da empresa detentora do contrato de exploração e produção do campo​. Atendendo ao artigo 12 da resolução, a primeira análise foi realizada em 90 dias, a contar da 15/5/2022, data de publicação do novo regulamento.

Campo marginal é aquele cujo contrato é oriundo de licitação específica de áreas inativas com acumulações marginais ou no qual as atividades de desenvolvimento e produção apresentem economicidade ou produção marginal. Já acumulação marginal é a acumulação de petróleo ou de gás natural, localizada em área de campo que se encontra na fase de produção, que não apresente reservas no Boletim Anual de Recursos e Reservas (BAR), cujo desenvolvimento e operação apresente economicidade marginal, nos termos da Resolução 877/2022.

A Resolução 877/2022 trata exclusivamente do enquadramento de campos e acumulações de petróleo e gás natural que apresentem economicidade ou produção marginal, não contemplando aspectos relacionados à implementação de incentivos a esses campos e acumulações. A resolução determina critérios para o enquadramento de campos como marginais, considerando os diferentes ambientes de produção de hidrocarbonetos no país, bem como os critérios para o desenquadramento para os campos e acumulações previamente enquadrados.

Oferta Permanente de Partilha: aprovadas as inscrições das primeiras oito empresas

A Comissão Especial de Licitação (CEL) aprovou as inscrições das primeiras oito empresas para a Oferta Permanente de Partilha da Produção (OPP). As inscrições foram aprovadas em reunião da CEL realizada no último dia (4/8) e publicadas no  Diário Oficial da União em (5/8).

As empresas que tiveram suas inscrições aprovadas até o presente momento foram: BP Energy do Brasil Ltda.; Chevron Brasil Óleo e Gás Ltda.; CNODC Brasil Petróleo e Gás Ltda.; CNOOC Petroleum Brasil Ltda.; Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras; Petronas Petróleo Brasil Ltda.; Shell Brasil Petróleo Ltda; e TotalEnergies EP Brasil Ltda.

O Sistema de Oferta Permanente de Partilha de Produção (OPP) tem por objeto contratar, sob o regime de partilha de produção, as atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural em blocos localizados no Polígono do Pré-Sal e de áreas estratégicas, assim determinados pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Nesse sistema, blocos ficam permanentemente à disposição de agentes regulados interessados. Os ciclos se iniciam por provocação dos agentes inscritos, por meio da submissão à ANP de Declaração de Interesse, acompanhada de garantia de oferta, para um ou mais blocos disponíveis.

Dos 11 blocos em oferta, Ágata, Água Marinha, Esmeralda, Jade, Turmalina e Tupinambá, na Bacia de Santos, estavam previstos para serem ofertados na 7ª e 8ª rodadas de partilha de produção. Os demais não receberam ofertas em rodadas de licitação de partilha da produção realizadas anteriormente pela ANP: Itaimbezinho (4ª Rodada de Partilha, Bacia de Campos), Norte de Brava (6ª Rodada de Partilha, Bacia de Campos), Bumerangue, Cruzeiro do Sul e Sudoeste de Sagitário (6ª Rodada de Partilha, Bacia de Santos). A listagem de blocos disponíveis encontra-se em Blocos em oferta.

O edital da OPP foi publicado pela ANP no dia 28/7 e está disponível em Edital e modelos dos contratos de partilha. Mais informações sobre a OPP podem ser obtidas em Oferta Permanente – Partilha.

ANP divulga dados consolidados da produção de petróleo e gás em junho

A ANP publicou o Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural, com os dados consolidados da produção nacional no mês de junho. Foram produzidos aproximadamente 2,828 MMbbl/d (milhões de barris por dia) de petróleo e 133 MMm3/d (milhões de metros cúbicos por dia) de gás natural, totalizando 3,664 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia).

As informações também podem ser acessadas, de forma interativa, nos Painéis Dinâmicos de Produção de Petróleo e Gás Natural.

Pré-sal

A produção no Pré-sal em junho registrou um volume de 2,759 MMboe/d (milhões de barris de óleo equivalente por dia), sendo 2,188 MMbbl/d de petróleo e 90,7 MMm3/d de gás natural, o que correspondeu a 75,3% da produção nacional. A produção teve origem em 126 poços.

Com a assinatura dos contratos do segundo Leilão dos Volumes Excedentes da Cessão Onerosa, a partir de maio de 2022 as produções nos campos de Atapu e Sépia passaram a ser atribuídas, cada uma, a dois contratos distintos, um sob o regime de cessão onerosa e outro sob regime de partilha da produção. No caso de Atapu, as participações ficaram divididas em 39,5% (cessão onerosa) e 60,5% (partilha da produção). Já para Sépia, a divisão ficou em 31,3% (cessão onerosa) e 68,7% (partilha da produção).

Aproveitamento do gás natural

Em junho, o aproveitamento de gás natural foi de 96,7%. Foram disponibilizados ao mercado 53,5 MMm³/dia e a queima de gás no mês foi de 4,3 MMm³/d.

Origem da produção

Neste mês de maio, os campos marítimos produziram 97,4% do petróleo e 81,7% do gás natural. Os campos operados pela Petrobras foram responsáveis por 92,7% do petróleo e do gás natural produzidos no Brasil.

Campos e instalações

Em junho, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, registrando 714 Mbbl/d de petróleo e 33,1 MMm³/d de gás natural.

A Plataforma FPSO Carioca, produzindo nos campos de Sépia e Sépia Leste, por meio de quatro poços a ela interligados, produziu 172,904 Mbbl/d e foi a instalação com maior produção de petróleo.

A instalação Polo Arara, produzindo nos campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu e Leste do Urucu, por meio de 35 poços a ela interligados, produziu 7,064 MMm³/d e foi a instalação com maior produção de gás natural.

Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores terrestres: 896.

Tupi, na Bacia de Santos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 58 .

Campos de acumulações marginais

Esses campos produziram 663 boe/d, sendo 194,2 bbl/d de petróleo e 74,5 Mm³/d de gás natural. O campo de Iraí, operado pela Petroborn, foi o maior produtor, com 273,6 boe/d.

Outras informações

No mês de junho de 2022, 265 áreas concedidas, cinco áreas de cessão onerosa e oito de partilha, operadas por 42 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Dessas, 65 são marítimas e 213 terrestres, sendo 12 relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. A produção ocorreu em 5.445 poços, sendo 470 marítimos e 4.975terrestres.

O grau API médio do petróleo extraído no Brasil foi de 28, sendo 2,2% da produção considerada óleo leve (>=31°API), 92,8% óleo médio (>=22 API e <31 API) e 5% óleo pesado (<22 API).

As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 85,428 Mboe/d, sendo 61,286 Mbbl/d de petróleo e 3,838 MMm³/d de gás natural. Desse total, 36,8 mil boe/d foram produzidos pela Petrobras e 48,6 mil boe/d foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, dos quais: 19.999 na Bahia, 19.181 boe/d no Rio Grande do Norte, 7.329 boe/d em Alagoas, 1.847 boe/d no Espírito Santo e 257 boe/d em Sergipe.