O portfólio mais diversificado do setor independente
Nossos números comprovam nossa
experiência e expertise:
produzidos (desde 2007)
em reservas provadas e prováveis (2P)
de experiência em E&P
Com ativos em terra e mar, a produção de petróleo e gás natural exige dedicação, expertise e a aplicação dos mais avançados conceitos de engenharia.
PRODUÇÃO ACUMULADA
CAPEX DO SD
RESERVAS (2P)
Nossa trajetória em águas ultraprofundas – ambiente no qual fomos a primeira empresa independente brasileira a operar na zona de exclusão do pré-sal da Bacia de Santos – consolidou nossa experiência e capacidade de entrega.
Operamos o Campo de Atlanta localizado no Bloco BS-4, na Bacia de Santos, com 100% de participação.
Em 2018, iniciamos a produção através de um Sistema de Produção Antecipada (SPA) – que compreende o FPSO Petrojarl I. Já são mais de 25 milhões de barris produzidos.
Com o SPA, elaboramos um novo plano de desenvolvimento para o SD, mais eficiente operacionalmente e com redução significativa de investimentos. A Fase 1 do SD tem seu 1o. óleo previsto para meados de 2024 e contemplará 6 poços horizontais, conectados ao novo FPSO Atlanta que terá capacidade de produzir até 50 mil barris (bbl)/dia e armazenar até 1.600.000 barris (bbl). Essas características otimizarão custos e operações de offloading do óleo produzido.
A adaptação do novo FPSO Atlanta segue em ritmo acelerado no estaleiro DryDocks World, em Dubai.
Oliva e Atlanta NE
Próximo a Atlanta, possuímos duas oportunidades de crescimento.
O volume estimado de Oliva é de 348 milhões de barris de óleo in place, com aproximadamente 60 milhões de barris recuperáveis. No 3o. trimestre de 2023, aprovamos o detalhamento de engenharia e a contratação em 2024 de equipamentos com maior prazo de entrega, visando o desenvolvimento do Campo de Oliva – em nosso planejamento está prevista a perfuração de dois poços em 2025/2026, com expectativa do primeiro óleo para 2027.
Também em 2023, confirmamos a existência de óleo em reservatório perfurado no Campo de Atlanta, cujas estimativas preliminares indicam uma oferta de 230 milhões de barris. A perfuração de um poço piloto identificou a jazida em novo intervalo em um reservatório denominado Atlanta NE.
PRODUÇÃO ACUMULADA
UM DOS MAIORES
RESERVAS (2P)
Possuímos 45% de participação em Manati, um dos maiores campos de gás natural não associado no Brasil. Está localizado na Bacia de Camamu, no litoral do estado da Bahia.
Os poços de Manati são interligados à plataforma PMNT-1, uma unidade fixa de produção instalada em uma profundidade de lâmina d’água de 35 m, situada a 10 km da costa de Salvador. A partir dela, o gás flui por um gasoduto de 36 km de extensão até a Estação de Compressão (SCOMP), onde é comprimido e percorre mais 89 km até a estação de processamento (EVF). Além de gás, o Campo de Manati também produz o condensado.
Adquirimos 100% dos campos de petróleo e gás de Uruguá e Tambaú , na Bacia de Santos.
A transação inclui a infraestrutura de transporte de gás que os conectam até o campo de Mexilhão.
O negócio representa um marco na diversificação de negócios da companhia. Sua localização na Bacia de Santos, perto de Atlanta e Oliva, permite a criação de um cluster operacional e a captura de sinergias.
Uruguá e Tambaú produzem petróleo e gás natural por meio do FPSO Cidade de Santos, também adquirido pela Enauta junto à Modec.
Nos últimos cinco anos, a produção média foi de aproximadamente 7,4 mil barris de óleo equivalente por dia.
A conclusão das transações está sujeita à satisfação de condições precedentes e a aprovação dos órgãos competentes.
A produção está distribuída entre 25 poços produtores conectados ao FPSO Espírito Santo, que totalizam atualmente cerca de 35 mil barris (boe) por dia e média de 28 mil barris (boe) por dia no primeiro semestre de 2023.
A aquisição está alinhada à nossa estratégia de portfólio, retorno ajustado a riscos, opcionalidades de crescimento e busca de eficiências na alocação de capital.
A conclusão da transação está sujeita à aprovação dos órgãos competentes.
Possuímos 100% de participação no bloco FZA-M-90, localizado na Bacia da Foz do Amazonas. Os levantamentos sísmicos 3D e o processamento de dados estão concluídos.
Situada no extremo noroeste da margem equatorial brasileira, a bacia estende-se pela plataforma continental dos estados do Pará e Amapá, extrapolando o limite internacional do Brasil com a Guiana Francesa.
É caracterizada pela ANP como uma região potencial para descobertas de gás e óleo leve, com indícios de hidrocarbonetos nos poços de águas rasas e profundas já perfurados pela indústria.
Possuímos 100% de participação em dois blocos em águas profundas: PAMA-M-265 e PAMA-M-337. Ambos os blocos estão cobertos por levantamentos sísmicos 3D.
Considerada uma nova fronteira, a Bacia do Pará-Maranhão, uma bacia exclusivamente marítima, situa-se na margem equatorial brasileira em uma área de aproximadamente 48 mil km². Limita-se a leste com a Bacia de Barreirinhas e a oeste com a Bacia da Foz do Amazonas.
As atividades já realizadas na região indicam a presença de óleo leve.
Possuímos 30% de participação nos blocos terrestres PAR-T-86, PAR-T-99, PAR-T-196 e PAR-T-215, localizados nos estados do Mato Grosso do Sul e Goiás, na Bacia do Paraná.
Em caso de descoberta, a proximidade com o mercado consumidor de gás facilitaria o escoamento da produção de gás natural. Havendo sucesso, analisaremos, junto ao consórcio, a utilização do modelo de reservoir-to-wire (R2W), no qual o gás encontrado é utilizado para gerar energia elétrica, que é enviada ao Sistema Interligado Nacional (SIN) a partir da rede de transmissão que passa nas proximidades. Esse modelo já é adotado com sucesso pelo parceiro em outros projetos.
A Bacia do Paraná é classificada como Nova Fronteira. Alguns aspectos favoráveis podem ser apontados, como:
• Região fez parte do programa da ANP de aquisição sistemática de dados geológicos – com investimentos já realizados de aproximadamente R$ 200 milhões;
• Modelo de acumulação esperado semelhante ao da Bacia do Parnaíba, no Parque dos Gaviões;
• Sistemas petrolíferos ativos e comprovados;
• Localização geográfica estratégica.
Características: boas condições de infraestrutura, mercado e facilidades logísticas e expectativa de gás natural.
Possuímos participação de 30% nos blocos SEAL-M-351, SEAL-M-428, SEAL-M-430, SEAL-M-501, SEAL-M-503, SEAL-M-505, SEAL-M-573, SEAL-M-575 e SEAL-M-637.
Em março de 2022, perfuramos junto ao Consórcio o primeiro poço na região, no prospecto Cutthroat, localizado no Bloco SEAL–M-428.
O Consórcio realizará estudos complementares, integrando os dados amostrados à sua interpretação geológica regional, de forma a atualizar a visão quanto ao potencial exploratório dos blocos.
A Bacia de Sergipe-Alagoas está localizada na margem continental da região nordeste do Brasil, abrangendo parte dos estados de Sergipe, Alagoas e uma pequena porção do estado de Pernambuco.