Ouro Preto quer produzir óleo e energia offshore na Bahia

A Ouro Preto Óleo e Gás, do empresário Rodolfo Landin, está licenciando um projeto de produção de petróleo e energia offshore no campo de Pinaúna, em águas rasas da Bacia de Camamu, a 9 km da costa baiana e em lâmina d’água entre 20 e 35 metros. O projeto prevê a instalação de uma jaqueta (plataforma produtora de petróleo do tipo fixa) para a produção do óleo e a geração de energia elétrica.

Está prevista a perfuração de cinco poços, sendo três poços produtores e dois injetores de água. A depender do consumo de gás, existe uma possibilidade, ainda por ser confirmada, da perfuração de um poço produtor de gás, para complementar este consumo caso, a produção de gás associado não seja suficiente. A previsão inicial é que os poços tenham completação seca, mas não está descartada a utilização de árvores de natal molhada.

Um cabo elétrico submarino vai transmitir a energia elétrica para terra para ser conectada ao Sistema Interligado Nacional (SIN). A geração de energia será feita por moto-geradores em ciclo aberto na plataforma, evitando o transporte do óleo para terra. A empresa acredita que este modelo reduz o risco de vazamento como consequência do transporte.

Este pode ser o segundo projeto de produção da Bacia de Camamu. Na região, a Petrobras já opera o campo de Manati, que produz gás natural em águas rasas. Manati foi descoberto em 2000 e está produzindo desde 2007. Para o 2017, a capacidade média de produção de gás não associada na área está estimada em 4,9 milhões de m³ por dia, com uma possível variação positiva ou negativa de 5% sobre este valor.

Geração de energia offshore

Este não é o único projeto para geração de energia offshore que existe no Brasil. A Siemens desenvolveu projeto de geração a partir de gás natural em águas profundas, o que torna o desafio maior. Ambos os projetos preveem a utilização de plataformas desenvolvidas pela Horton do Brasil.

O projeto da Siemens prevê a instalação de uma planta para produção de energia a cerca de 200 km da costa para produzir o gás natural associado do pré-sal. Assim como no projeto da Ouro Preto, a energia produzida seria transmitida para o grid por uma LT subsea e teria turbinas de gás aeroderivadas. 

A empresa está atualmente estudando estando custos e modelos econômicos para comprovar a competitividade do MWh produzido no offshore em comparação com uma planta convencional em terra. O projeto da Siemens teria capacidade para gerar 340 MW em ciclo combinado.

Modelo consagrado no onshore

O modelo Reservoir-to-Wire (R2W) foi consagrado no país pela Eneva com a implantação do projeto em Santo Antônio dos Lopes, no estado do Maranhão, na Bacia do Parnaíba, onde opera sete campos de produção de gás natural e quatro termelétricas. A empresa tem hoje 17,7 bilhões de m3 de gás natural (2p) certificados e já investiu R$ 5,7 bilhões no Complexo do Parnaíba.

A Eneva é a maior produtora de gás natural em terra no país. De acordo com dados da ANP, produziu 5,7 milhões de m3/dia de gás natural em outubro, volume equivalente a toda produção de gás do Maranhão e superior a produção do energético em Sergipe, Alagoas e no Rio Grande do Norte.

Até o final do mês a empresa deve colocar em operação um novo campo, batizado como Gavião Real. Será o oitavo campo da área para sustentar a capacidade de 8,4 milhões de m3/dia, que é demanda máxima de todas as suas térmicas despachando ao mesmo tempo.

A empresa agora deve levar para o Amazonas seu modelo de monetização do gás natural. Nesta quinta-feira, a Petrobras e a Eneva anunciaram um acordo para a venda do campo de Azulão, na Bacia do Amazonas, por US$ 54,5 milhões. O projeto é o primeiro do Plano de Desinvestimentos e Parcerias da Petrobras a sair do papel depois da nova metodologia de venda acertada com o TCU. 

A negociação ainda depende da aprovação da Agência Nacional do Petróleo (ANP) e do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). O pagamento da aquisição será feito após o fechamento da operação.

Imetame quer usar gás para térmicas na Bahia

A Imetame também estuda utilizar o modelo de R2W para monetizar o gás natural que descobriu no campo Cardeal do Nordeste, em Camaçari, no Recôncavo Baiano. A descoberta foi feita pelo poço Prosperidade (1-MET-3-211), que dará nome a térmica de 28 MW que foi negociada no leilão A-5 de 2013 e tem prazo para começar a operar no próximo ano. O campo fica a 600 m de distância da térmica e tem capacidade para produzir 500 mil m3/dia de gás natural. Imetame e Alvopetro negociam individualização da produção de áreas no Recôncavo para iniciarem produção.