A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) prevê, até o final de março, a assinatura de um acordo com a Petrobras para acabar com a controvérsia envolvendo a unificação das áreas dentro do Parque das Baleias, na Bacia de Campos. A informação foi divulgada pela ANP, que recentemente realizou uma audiência pública para discutir o projeto de convênio para permitir que agentes econômicos, entidades federadas e partes interessadas apresentem sugestões sobre o assunto. A controvérsia surgiu quando a ANP determinou a unificação das áreas do Parque das Baleias, que cobre as áreas do pré-sal localizadas no bloco BC-60, na Bacia de Campos, mas a Petrobras entrou com um processo de arbitragem perante a Câmara Internacional de Comércio. contestando a decisão.
A ANP decidiu em fevereiro de 2014 que as áreas produtivas que compõem o Parque das Baleias deveriam ser consideradas como um único campo, o que aumentaria significativamente o cálculo do pagamento de participação especial à União. Na época, a Petrobras não concordou com a decisão administrativa, o que levou a discordância nos níveis históricos entre agência e operadora estadual. A participação especial é uma compensação financeira paga pelas empresas de petróleo apenas em campos com grandes volumes de produção, ao contrário dos royalties, que afetam o volume total de produção em todas as áreas. Pelo acordo, a ANP estima que, nos próximos 20 anos, a participação especial no novo campo unificado do pré-sal será da ordem de R $ 25,8 bilhões (US $ 6,95 bilhões) em valores nominais, considerando a curva de produção esperada, preços atuais de petróleo e moeda,
A área unificada anteriormente conhecida como Parque das Baleias (Imagem: Petrobras)
Segundo a ANP, o minuta do acordo prevê que a Petrobras pagará, em valores correntes, aproximadamente R $ 3,1 bilhões (US $ 835 milhões) retroativos a participações especiais no campo gigante. Desse total, R $ 1,1 bilhão (US $ 296 milhões) serão pagos integralmente após a conclusão do contrato e o restante dividido em 60 parcelas mensais. Como resultado da necessidade de novos investimentos a serem realizados no âmbito do contrato, a ANP decidiu, no contrato, estender a fase de produção do Novo Campo de Jubarte por 27 anos até 2056 (inicialmente, fecharia em 2029). A Petrobras informou recentemente que reservou uma provisão de R $ 3,5 bilhões (US $ 942 milhões) no saldo do quarto trimestre de 2018, após acordo com a ANP, para unificar esses campos.
Novo Campo de Jubarte
Com o acordo, o novo contorno do Novo Campo de Jubarte será formado pelas áreas de Jubarte, Baleia Azul, Baleia Anã, Baleia Franca, partes dos campos de Cachalote e Pirambu, além de pequenos lotes – devido à área local ajustes – dos campos de Caxaréu e Mangangá. O diretor da ANP, Dirceu Amorelli, afirmou em comunicado divulgado pela agência que, com a audiência, a ANP deu transparência às negociações com a Petrobras. “Essa negociação foi em arbitragem, mas conseguimos chegar a um acordo. Como a questão afeta o governo estadual do Espírito Santo e alguns municípios, escolhemos ouvir os interessados”, afirmou.
A Petrobras lançará em fevereiro a licitação do FPSO para o sistema integrado do Novo Campo de Jubarte. A unidade, a quinta contratada pela petroleira para a área, terá capacidade para produzir 100 mil barris / dia de óleo e comprimir 5 milhões de metros quadrados / dia de gás e deve entrar em operação em 2021. A unidade também terá a capacidade de armazenar 1 milhão de barris de petróleo.
O contrato de afretamento será de 22,5 anos. A entrega do novo FPSO terá que ser feita 32 meses após a assinatura da carta de intenções e a licitação será conduzida através do sistema petronect. O novo FPSO receberá 19 poços, dos quais sete novos poços de produção e quatro poços de injeção no campo de Jubarte; dois poços produtores e quatro injetores do FPSO P-58 – um dos principais produtores em operação no Brasil – e dois outros poços produtores que estão atualmente interligados ao FPSO Capixaba.
Os poços serão interligados individualmente ao FPSO através de dutos flexíveis de seus respectivos WCTs. Um total de 280 km de dutos flexíveis e umbilicais será lançado. Os dutos flexíveis serão conectados ao WCT através de módulos de conexão verticais. No lado do FPSO, os dutos serão interligados como catenária livre. Todos os poços, incluindo os injetores, serão equipados com DHSV e os produtores terão sistemas de elevação a gás. Acredita-se que a área unificada contenha mais de 2 bilhões de boe em reservas.
Os poços serão interligados individualmente ao FPSO através de dutos flexíveis de seus respectivos WCTs. Um total de 280 km de dutos flexíveis e umbilicais será lançado. Os dutos flexíveis serão conectados ao WCT através de módulos de conexão verticais. No lado do FPSO, os dutos serão interligados como catenária livre. Todos os poços, incluindo os injetores, serão equipados com DHSV e os produtores terão sistemas de elevação a gás. Acredita-se que a área unificada contenha mais de 2 bilhões de boe em reservas.
Os poços serão interligados individualmente ao FPSO através de dutos flexíveis de seus respectivos WCTs. Um total de 280 km de dutos flexíveis e umbilicais será lançado. Os dutos flexíveis serão conectados ao WCT através de módulos de conexão verticais. No lado do FPSO, os dutos serão interligados como catenária livre. Todos os poços, incluindo os injetores, serão equipados com DHSV e os produtores terão sistemas de elevação a gás. Acredita-se que a área unificada contenha mais de 2 bilhões de boe em reservas.
As principais bacias petrolíferas no Brasil – polígono do pré-sal marcado com linha azul (Imagem: ANP)
