Áreas oferecidas
A Resolução CNPE nº 01/2015, publicada no Diário Oficial da União em 9 de junho de 2015, autorizou a ANP a realizar a 13ª Rodada de Licitações de blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural e de áreas inativas com acumulações marginais.
A 13ª Rodada de Licitações foi composta de duas etapas, sendo a primeira relativa a blocos exploratórios e a segunda relativa a áreas inativas com acumulações marginais.
A segunda etapa da 13ª Rodada de Licitações teve por objeto a outorga de contratos de concessão para exercício das atividades de reabilitação e produção de petróleo e gás natural em dez áreas inativas com acumulações marginais: Alto Alegre, Barra Bonita, Bela Vista, Fazenda Gameleira, Iraí, Lagoa do Doutor, Miranga Leste, Paramirim do Vencimento, Riacho Sesmaria e São João. Estas áreas encontravam-se distribuídas em seis bacias sedimentares: Barreirinhas, Potiguar, Tucano Sul, Recôncavo, Espírito Santo e Paraná.
As áreas inativas com acumulações marginais foram selecionadas em bacias de novas fronteiras e bacias maduras, com os objetivos de ampliar o conhecimento das bacias sedimentares e oferecer oportunidades a pequenas e médias empresas, possibilitando a continuidade dessas atividades nas regiões onde exercem importante papel socioeconômico, a geração de empregos e a distribuição de renda, em consonância com o art. 65 da Lei nº 12.351/2010.
ÁREAS INATIVAS COM ACUMULAÇÕES MARGINAIS:
Alto Alegre
O campo de Alto Alegre está situado na bacia Potiguar, a cerca de 34 km a nordeste da cidade de Mossoró, no município de Areia Branca. Sua descoberta foi em 09/07/1993 pelo poço 1-ALG-1-RN, o qual teve sua produção efetiva no período entre 09/1993 e 08/1997.
O ring fence corresponde a uma área de aproximadamente 5,32 km², onde foram realizados 119 km de linhas sísmicas 2D com dois poços perfurados. O reservatório principal localiza-se na Formação Pendência, com profundidade média entre 2135 m e 2210 m.
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Barra Bonita
O campo de Barra Bonita foi descoberto em 1996 através do poço pioneiro 1-BB-1-PR e está localizado no centro-oeste do Estado do Paraná. Sua área total é de 14,59 km².
O campo de Barra Bonita possui apenas linhas 2D (285 km). Na área de Mato Rico, localizada a oeste do campo, a aquisição de uma sísmica 3D (151 km²) melhorou interpretação da área, bastante difícil em grande parte da bacia, pois a qualidade do sinal sísmico é afetada por uma espessa cobertura basáltica.
A principal zona de interesse, a Fm. Campo Mourão, única zona de produção, tem como fluido principal o gás natural.
O campo de Barra Bonita constitui a primeira acumulação comercial de gás da bacia do Paraná.
Os reservatórios produtores da Fm. Campo Mourão foram divididos em três corpos arenosos, denominados de Corpo A, Corpo B e Corpo C.
Os volumes originais in situ do campo de Barra Bonita foram definidos para dois corpos de areia (A e B) e correspondem a um total aproximado de 2,7 Mm³ de condensado e 1.335,5 MM m³ de gás não associado.
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Bela Vista
O campo de Bela Vista está situado na bacia do Recôncavo, a 190 km nordeste da cidade de Salvador, no município de Esplanada, na Bahia.
Foi descoberto em 24/06/1984 pelo poço 1-BLV-1-BA, colocado em produção em 31/07/1984 e fechado em 1996.
As produções acumuladas de óleo e gás são de 27 mil m³ (170 mil barris) e 2,37 milhões de m³, respectivamente. O fluido principal é óleo leve de 34° API.
A área do bloco devolvido é de 2,1 km², onde foram realizados 14,1 km de linhas sísmicas 2D e perfurados seis poços. Os reservatórios portadores de hidrocarboneto são os arenitos do Membro Gomo da Formação Candeias e das formações Água Grande, Itaparica e Sergipe. As acumulações ocorrem em profundidades superiores a 1.250 m. Os volumes originais in situ de óleo e gás, estimados pela Petrobras, são da ordem de 1,54 milhão de m³ (9,7 milhões de barris) e 63,4 milhões de m³, respectivamente.
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Fazenda Gameleira
O campo de Fazenda Gameleira foi descoberto em 1993 através do poço pioneiro 1-FGA-1-BA.
Na área de concessão, que abrange 3,75 km² e no seu entorno, estão disponíveis 182 km de sísmica 2D, além de 285 km² de sísmica 3D. Além do poço descobridor, a área contém o poço 6-BRSA-286D-BA e o poço seco 1-PS-1-BA.
As zonas produtoras de gás não associado deste campo estão localizadas na Formação Pojuca, no Arenito Imbé, a cerca de 600 m de profundidade, e no Arenito Cambuqui, a cerca de 700 m de profundidade.
O volume in place do campo, informado pela Petrobras no Boletim Anual de Reservas de 2006, é de 197,239 milhões de m³ de gás, sendo 62,389 milhões no Arenito Cambuqui e 134,85 no Imbé.
A produção acumulada do campo foi de 80,304 milhões de m³ de gás.
O campo localiza-se no município de Mata de São João, a leste do campo de Miranga, operado pela Petrobras, e a cerca de 85 km da cidade de Salvador.
Os volumes produzidos eram escoados para a Estação de Gás Não Associado de Miranga e depois para a UPGN de Santiago.
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Iraí
O campo gaseífero de Iraí foi descoberto em 1963, através do poço pioneiro 1- EI-1-BA. Localizado na porção meridional da bacia do Tucano Sul, entre os municípios de Ouriçangas e Iraí, dista 110 Km ao norte da cidade de Salvador e cerca de 13 Km a oeste do campo de Conceição, abrangendo uma área de aproximadamente 13 km².
O campo está localizado em área de fácil acesso, atendido por uma boa malha rodoviária, apresentando uma topografia relativamente plana.
Destaca-se a Formação Água Grande como principal reservatório portador de gás, situado a profundidades variando entre 400 e 800 metros, com, segundo informações da Petrobras, VGIP de 93,677 milhões de m³. Secundariamente, aparece a Formação Sergipe, situada a uma profundidade média de 210 m, com VGIP de 37,371 milhões m³.
Desse modo, as principais zonas de interesse, tendo o gás como fluido principal, situam-se nos arenitos da Formação Água Grande e Sergipe e, secundariamente, nos arenitos do Grupo Ilhas e da Fm. Candeias.
Na área, que abrange 12,267 km², e no seu entorno, estão disponíveis 350 km de sísmica 2D. No campo foram perfurados um total de 18 poços, sendo três pioneiros, cinco de extensão, quatro pioneiros adjacentes e seis de desenvolvimento.
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Lagoa do Doutor
O campo Lagoa do Doutor, situado na bacia do Espírito Santo, foi descoberto em 05/07/1984 pelo poço 1-LD-001-ES.
Na área de concessão, que abrange 3,2 km² e no seu entorno, estão disponíveis 476 km de sísmica 2D. Além disso, oito poços foram perfurados neste campo.
Os reservatórios portadores de hidrocarbonetos são os calcarenitos da Sequência Comboios da Formação Regência.
Os volumes originais in situ de óleo e gás, estimados pela Petrobras, são da ordem de 383 mil m³ (2,41 milhões de barris) e 26,8 milhões de m³, respectivamente.
As produções acumuladas de óleo e gás são de 31 mil m³ (195 mil barris) e 4,43 milhões de m³, respectivamente, e as acumulações ocorrem em profundidades superiores a 1.820 m.
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Miranga Leste
O campo de Miranga Leste foi descoberto em 1970 através do poço pioneiro 4-MGL-1-BA.
Na área de concessão, que abrange 0,9 km² e no seu entorno, estão disponíveis 91 km de sísmica 2D, além de 286 km² de sísmica 3D.
As principais zonas de interesse têm como fluido principal o óleo, todas na Formação Pojuca, nos Arenitos Azevedo, a cerca de 1340 m de profundidade (poço 4-MGL-1-BA), Cambuqui, a cerca de 1490 m, e Santiago, a cerca de 1750 m de profundidade (poço 3-MGL-2-BA).
O volume in place do campo, estimado pela Petrobras, é de 478 mil barris de óleo, sendo 201 mil no Arenito Azevedo, 208 mil no Arenito Cambuqui e 69 mil no Arenito Santiago.
A produção acumulada da área foi de 50 mil barris de óleo, entre 1979 e 1985 e entre 1988 e 1996.
O campo localiza-se no município de Itanagara, a leste do campo de Miranga, operado pela Petrobras, e a cerca de 90 km da cidade de Salvador.
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Paramirim do Vencimento
O Campo de Paramirim do Vencimento foi descoberto em 1950 através do poço pioneiro 1-PV-1-BA.
Na área, que abrange 3,42 km², estão disponíveis 193 km de levantamento sísmico 2D.
A principal zona de interesse tem como fluido principal o óleo, bastante parafínico, na Formação Sergipe, a profundidades médias de 1000 m.
O volume in place do campo, estimado pela Petrobras, é de 353 mil m³ (2,22 milhões de barris) de óleo e 5,22 milhões de m³ de gás. A produção acumulada da área foi de 82,6 mil m³ (520 mil barris) de óleo e 3 milhões de m³ de gás, entre 1951 e 2000. Estão contidos nos limites da área a ser licitada dez poços, sendo todos secos exceto os poços 1-PV-1-BA e 7-PV-6-BA. Considera-se a intervenção nos demais poços da área inviável.
O campo localiza-se no município de São Francisco do Conde, a leste dos campos de Dom João e Dom João Mar e oeste dos campos de São Domingos e Socorro, todos operados pela Petrobras, a cerca de 60 km da cidade de Salvador.
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Riacho Sesmaria
O Campo de Riacho Sesmaria está situado na bacia Recôncavo, a 120 km a nordeste da cidade de Salvador, no município de Araçás, Bahia. Foi descoberto em 29/01/1983, pelo poço 1-RSI-1-BA, colocado em produção em 31/03/1983 e fechado em 1988.
As produções acumuladas totalizam 7 mil m³ (44 mil barris) de óleo e 790 mil m³ de gás. O mecanismo primário de produção foi o de gás em solução, sendo o campo produtor de óleo leve com 42° API.
A área do bloco devolvido tem 2 km², onde foram realizados 20 km de sísmica 2D e perfurado 1 poço.
Os reservatórios portadores de hidrocarboneto são arenitos turbidíticos do Membro Gomo da Formação Candeias. A profundidade média da acumulação é de 2.120 m. Os volumes originais in situ, estimados pela Petrobras, são de 877 mil m³ (5,52 milhões de barris) de óleo e de 66,6 milhões de m³ de gás.
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São João
O campo São João, situado na Bacia de Barreirinhas, foi descoberto em 01/08/1966 pelo poço pioneiro 1-SJ-001-MA.
Na área, que abrange 5,75 km², foram realizados 7 km de linhas sísmicas 2D e perfurados 11 poços.
Os reservatórios portadores de hidrocarbonetos são os arenitos das formações Tutóia e Bom Gosto. As acumulações ocorrem a profundidades superiores a 1500 m.
Os volumes originais in place de óleo e gás, estimados pela Petrobras, são de 562 mil m³ (3,535 milhões de barris) e 51,549 milhões de m³, respectivamente.
As produções acumuladas de óleo e gás são de 12 mil m³ (75,5 mil barris) e 894 mil m³, respectivamente.
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Shapefile das áreas
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