II 2 1 - Caracterização da Atividade Maritma

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CARACTERIZAÇÃO DA ATIVIDADE 
CARACTERIZAÇÃO DA ATIVIDADE NO TRECHO 
MARÍTIMO (OFFSHORE) 
Apresentação 
 DESCRIÇÃO SUCINTA DO PROJETO 
O Projeto de Desenvolvimento da Produção Sergipe Alagoas – SEAP consiste 
na exploração de petróleo e gás dos campos de Farfan, Barra e Muriú (Módulo I) e 
Poço Verde e Moita Bonita (Módulo II), inseridos na Bacia de Sergipe-Alagoas, 
localizados entre 80 km a 100 km de distância da costa e lâmina d’água variando 
entre 2400 m a 3000 m. O Módulo I (SEAP-I) é um projeto de desenvolvimento da 
produção em parceria da Petrobras com a empresa IBV Brasil LTDA e o Módulo II 
(SEAP-II) é um projeto em parceria da Petrobras com a empresa ONGC Campos 
LTDA. 
O escoamento do óleo produzido será realizado por meio de navios aliviadores 
em operações de offloading. Já o escoamento do gás ao continente se dará por 
meio de um gasoduto tronco com aproximadamente 123 km de extensão total, 
sendo 100 km referente ao trecho marítimo e 23 km referente ao trecho terrestre, 
tendo sua chegada de praia na região do município de Barra dos Coqueiros/SE. A 
Figura II.2.1.1.1-1 apresenta o desenho esquemático do Projeto de 
Desenvolvimento da Produção Sergipe Alagoas – SEAP. 
 
 
 
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Figura II.2.1.1.1-1 - Desenho esquemático do Projeto de Desenvolvimento da Produção 
Sergipe Alagoas – SEAP. 
 
De acordo com a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 
(ANP), a produção média nacional de petróleo em 2021 foi de 2.905 mil barris de 
petróleo por dia (bpd), ou 333.079 m³/dia e a produção média nacional de gás 
natural no mesmo período foi de 134 milhões m³/dia. 
Considerando-se a média da produção para o tempo do projeto, as novas 
atividades do Módulo I do Projeto de Desenvolvimento da Produção Sergipe Águas 
Profundas (SEAP-I) contribuirão para um acréscimo na produção de petróleo de 
38.346 kbpd (6.096 m³/d) e 4,724 milhões m³/dia de gás natural, o que corresponde 
respectivamente, a aproximadamente 1,83% da produção atual de petróleo e 
3,53% da produção atual de gás natural no Brasil. Por sua vez, as novas atividades 
do Módulo II do Projeto de Desenvolvimento da Produção Sergipe Águas Profundas 
(SEAP-II) contribuirão para um acréscimo na produção de petróleo de 38.719 kbpd 
(6.156 m³/d) e 7,103 milhões m³/dia de gás natural, o que corresponde 
 
 
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respectivamente, a aproximadamente 1,85% da produção atual de petróleo e 
5,30% da produção atual de gás natural no Brasil. 
O Quadro II.2.1.1.1-1 relaciona a produção de óleo e gás no cenário nacional 
em 2021 com a produção dos campos do Projeto de Desenvolvimento da Produção 
Sergipe Águas Profundas. 
 
Quadro II.2.1.1.1-1 - Comparação da produção de óleo e gás no cenário nacional em 
2021 com a produção dos campos do Projeto de Desenvolvimento da 
Produção Sergipe Águas Profundas. 
Produção 
Produção de Petróleo 
Produção de Gás 
Natural 
m³/dia kbpd milhões m³/dia 
Nacional 333.079 2.095 134 
SEAP-I 6.096 38,35 4,724 
SEAP-II 6.156 38,72 7,103 
 
O Quadro II.2.1.1.1-2 relaciona a produção de óleo e gás em termos 
percentuais dos campos Projeto de Desenvolvimento da Produção Sergipe Águas 
Profundas e a média de produção prevista no tempo, com o cenário Nacional em 
2021. 
 
Quadro II.2.1.1.1-2 - Comparação da produção média de óleo e gás no cenário 
nacional em 2021 com a produção dos campos do Projeto de 
SEAP em termos percentuais. 
PRODUÇÃO Produção de Petróleo em 
relação à Produção 
Nacional 
Produção de Gás Natural 
em relação à Produção 
Nacional 
Projeto SEAP-I 1,83% 3,53% 
Projeto SEAP-II 1,85% 5,30% 
 
 
 
 
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 Projeto SEAP- Módulo I 
O principal objetivo do Projeto de Desenvolvimento da Produção Sergipe 
Águas Profundas Módulo I é desenvolver a produção dos reservatórios de Farfan, 
Barra e Muriú, localizados nas concessões exploratórias BM-SEAL-10 e BM- SEAL-
11, na área dos blocos SEAL-M-424, SEAL-M-426, SEAL-M-347 e SEAL-M-349, 
atendendo às premissas de segurança, meio ambiente e econômicas definidas pela 
Petrobras para os seus projetos de produção. 
O Projeto de Sergipe Águas Profundas Módulo I prevê a instalação de um navio 
plataforma do tipo Floating Production Storage and Offloading (FPSO), com 
capacidade de processamento de 120.000 bpd de óleo e 10 milhões m³/d de gás 
(consumo interno e escoamento), construção e interligação de 18 poços (6 
produtores de óleo, 4 injetores de água conversíveis a injetores de gás, 5 injetores 
de água e 3 produtores de gás) e a implantação de sistema de coleta distribuídos 
da seguinte forma: 
• Farfan (Campaniano 22): 05 produtores de óleo, 04 injetores de água com 
possibilidade de injeção de gás e 03 injetores de água; 
• Muriú: 01 produtor de óleo e 02 injetores de água; 
• Barra: 03 produtores de gás com condensado. 
A apresentação do esquemático do Projeto de Desenvolvimento da Produção 
Sergipe Águas Profundas Módulo I encontra-se na Figura II.2.1.1.1-2. 
O escoamento do óleo produzido será feito através de navios aliviadores em 
operações de offloading. 
Todos os poços produtores de Farfan estão conectados à UEP de forma 
satélite. Cada poço de produção é conectado ao FPSO com 1 duto de produção de 
6” e 1 duto de serviço 4”. Em Muriú, o poço produtor de óleo também será satélite, 
com 1 duto de produção de 8” e 1 duto de serviço de 6”, mas com flexibilidade de 
interligação de um poço produtor de óleo adicional na configuração trunkline. Em 
 
 
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Barra todos os poços são produtores de gás e serão conectados a um Manifold de 
Produção de Gás (MSPG) através de 1 duto de 6” para cada poço. 
 
 
Figura II.2.1.1.1-2 – Desenho esquemático do Projeto de Desenvolvimento da Produção 
Sergipe Águas Profundas Módulo I (SEAP I). 
 
O escoamento de gás será feito por meio da construção de um gasoduto de 
cerca de 128 km, composto respectivamente de trecho submarino com 100 km e 
diâmetro de 16” e trecho terrestre com 28 km e diâmetro de 18”. O trecho terrestre 
deverá operar com pressões em torno de 190 kgf/cm² com vazão de escoamento 
de 8 MM m3/d, considerando a produção apenas do SEAP-I. 
 
 Projeto SEAP-Módulo II 
O Projeto SEAP Módulo II abrange as áreas descobertas dos reservatórios de 
Moita Bonita (concessões dos BM-SEAL-10 e BM-SEAL-4) e de Poço Verde 
(concessão do BM-SEAL-4A). Está prevista a instalação de um navio plataforma 
do tipo Floating Production Storage and Offloading (FPSO), com capacidade de 
processamento de 120.000 bpd de óleo e 12 milhões m³/d de gás (consumo interno 
e escoamento), o qual será interligado a 18 poços (6 produtores de óleo, 4 injetores 
de água conversíveis a injetores de gás, 2 injetores de água e 6 produtores de gás), 
distribuídos da seguinteforma: 
 
 
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• Poços Verde: 6 produtores de óleo, 04 injetores de água com possibilidade 
de injeção de gás e 02 injetores de água; 
• Moita Bonita: 06 produtores de gás com condensado. 
O escoamento do óleo produzido será realizado através de navios aliviadores 
em operações de offloading e o escoamento de gás por meio da derivação de 14” 
de diâmetro, a qual é parte integrante do gasoduto tronco de exportação. 
A Figura II.2.1.1.1-3 ilustra o desenho esquemático do Modulo II do Projeto de 
Desenvolvimento da Produção Sergipe Águas Profundas. 
 
 
Figura II.2.1.1.1-3 Desenho esquemático do Projeto de Desenvolvimento da Produção 
Sergipe Águas Profundas Módulo II (SEAP II). 
 
A Figura II.2.1.1.1-4 apresenta a localização dos Planos de Avaliação de 
Descobertas – PAD’s do empreendimento. 
 
 
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Figura II.2.1.1.1-4 - Localização dos PADs de Muriú, Barra, Farfan, Poço Verde e Moita 
Bonita. 
 
 
 
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 OBJETIVO DA ATIVIDADE OFFSHORE 
O objetivo da atividade é desenvolver a produção de petróleo e gás dos 
reservatórios de Farfan, Barra e Muriú (Módulo I) e Poço Verde e Moita Bonita 
(Módulo II, atendendo às premissas de segurança, meio ambiente e econômicas 
definidas pela Petrobras para seus projetos de produção. 
 LOCALIZAÇÃO E LIMITES DOS BLOCOS, CAMPOS E GASODUTO 
MARINHO 
O projeto irá se desenvolver nas concessões BM-SEAL-10 e BM-SEAL 11 
(Módulo I) e BM – SEAL 4 e BM – SEAL 4A (Módulo II), inseridas na Bacia de 
Sergipe e Alagoas, mais especificamente no litoral da costa Sergipana. A produção 
se dará nos reservatórios de Farfan e Muriú, localizados no bloco SEAL - M – 426, 
Cumbe, localizado nos blocos SEAL – M – 347 e SEAL - M – 349, Barra, situado 
no bloco SEAL - M – 424, todos relativos ao Módulo I e nos campos de Moita Bonita 
e Poço Verde, situados, respectivamente na área exploratória BM – SEAL 4 e BM 
– SEAL 4A , relativos ao Módulo II. A seguir apresenta-se a localização dos blocos 
e campos dos Projetos SEAP I e SEAP II. O referido Mapa de Localização do 
Empreendimento Marítimo pode ser verificado no Anexo II.2.1-1 
 
 
 
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Figura II.2.1.1.3-1 - Mapa de Localização do Empreendimento.
 
 
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As coordenadas de localização das principais estruturas submarinas a serem 
instaladas, bem como as coordenadas das áreas de válvulas e das instalações 
terrestre de recebimento e lançamento de pigs, encontram-se indicadas no Quadro 
II.2.1.1.3-1. 
 
Quadro II.2.1.1.3-1 - Localização das Principais Estruturas do Gasoduto Tronco de 
Exportação. 
TRECHO MARÍTIMO 
PLET-SEP-02 8.770.072 N 807.947 E 
PLET-SEP-04 8.759.874 N 781.321 E 
PLET-SEP-05 8.768.256 N 778.222 E 
ILY-SEP-01 8.768.286 N 778.222 E 
Chegada de Praia 8.751.888 N 771.740 E 
Projeção UTM. Datum SIRGAS 2000. Meridiano Central (MC) -39. 
 
 
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 LOCALIZAÇÃO DAS UNIDADES DE PRODUÇÃO E POÇOS NA ÁREA DE 
IMPLANTAÇÃO DO EMPREENDIMENTO 
A Tabela II.2.1-1 apresenta as coordenadas do FPSO, do ponto de chegada 
gasoduto ao continente e dos poços do Projeto SEAP-I. 
 
Tabela II.2.1-1 - Coordenadas preliminares de localização. 
Coordenadas UTM – SIRGAS 2000 – MC -39º 
FPSO SEAP I 
8.772.863 N 810.772 E 
Ponto de Chegada do Gasoduto ao Continente (Chegada de Praia) 
8.808.124 N 731.276 E 
Poços de Farfan 
SES-167 8.770.824 N 819.068 E 
SES-188 8.775.725 N 815.559 E 
SES-176 8.773.697 N 814.211 E 
FAR-P01 8.772.951 N 816.883 E 
FAR-P02 8.772.858 N 815.085 E 
FAR-I01 8.772.250 N 813.845 E 
FAR-I02 8.774.684 N 813.291 E 
FAR-I03 8.776.238 N 815.020 E 
FAR-I04 8.774.438 N 815.900 E 
FAR-I05 8.771.354 N 817.119 E 
FAR-I06 8.771.774 N 815.416 E 
FAR-I07 8.769.810 N 819.485 E 
Poços de Barra 
BAR_P01 8.780.566 N 800.989 E 
BAR_P02 8.781.554 N 805.350 E 
BAR_P04 8.780.030 N 806.026 E 
Poços de Muriú 
MUR-P01 8.762.943N 794.967 E 
MUR-I01 8.765.000N 792.821 E 
MUR-I02 8.764.480N 794.680 E 
 
 
 
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A Tabela II.2.1-2 apresenta as coordenadas do FPSO e dos poços do Projeto 
SEAP-II. 
 
Tabela II.2.1-2 - Coordenadas preliminares de localização. 
Coordenadas UTM – SIRGAS 2000 – MC -39º 
FPSO 
8.755.321 N 778.947 E 
Poços de Poço Verde 
SES-189 8.754.838 N 773.340 E 
PV-P01 8.754.145 N 774.177E 
PV-P02 8.752.427 N 776.113E 
PV-P04 8.751.888 N 771.740 E 
PV-P05 8.750.770N 774.876 E 
PV-P09 8.754.307N 776.230E 
PV-I01 8.753.627N 775.214 E 
PV-I02 8.750.982N 776.849 E 
PV-I03 8.753.136N 777.204 E 
PV-I04 8.752.906N 771.898 E 
PV-I06 8.751.637N 775.460 E 
PV-I08 8.755.891N 772.241 E 
Poços de Moita Bonita 
SES-168 8.752.628 N 787.185 E 
SES-178 8.747.778 N 782.509 E 
SES-192 8.755.838 N 782.939 E 
MB-P04 8.758.248 N 776.726 E 
MB-P05 8.755.470 N 786.115 E 
MB-P06 8.750.360 N 784.910 E 
 
 CRONOGRAMA PRELIMINAR DA ATIVIDADE, APRESENTANDO A 
PREVISÃO DAS DIFERENTES ETAPAS DE SUA EXECUÇÃO. 
Abaixo cronograma preliminar das atividades macro previstas para as obras do 
gasoduto e ponto de entrega.
 
 
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Figura II.2.1.1.5-1 - Cronograma Preliminar do Projeto SEAP. 
Fonte: Petrobras.
 
 
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Histórico 
 ATIVIDADES PETROLÍFERAS REALIZADAS ANTERIORMENTE 
Os contratos de concessão para exploração, desenvolvimento e produção de 
petróleo e gás natural entre a Agência Nacional de Petróleo (ANP) e a Petróleo Brasileiro 
S/A para os blocos SEAL-M-347, SEAL-M-349, SEAL-M-424 e SEAL-M-426 localizados 
na Bacia de Sergipe-Alagoas, foram celebrados em 24 de novembro de 2004. Nesses 
contratos, a Petrobras, como operadora, é responsável pelo planejamento, execução e 
controle das operações. Essas áreas se encontram em fase de avaliação exploratória. 
A Concessão BM-SEAL-10, constituída pelos Blocos SEAL-M-347, SEAL-M-424, 
SEAL-M-495 e SEAL-M-499, foi adquiridapela PETROBRAS na Sexta Rodada de 
Licitações como concessionária exclusiva, ou seja, com 100% de participação. A 
Concessão BM-SEAL-11, constituída pelos Blocos SEAL-M-349, SEAL-M-426, SEAL-M-
497 e SEAL-M-569, foi adquirida pela PETROBRAS na Sexta Rodada de Licitações e 
hoje é constituída pela PETROBRAS, Operadora com 60% de participação, e IBV do 
Brasil, com 40% de participação. 
A perfuração dos poços exploratórios foi iniciada em 2010 e resultou em diversas 
descobertas que deram origem aos Planos de Avaliação de Descoberta (PAD) 1-BRSA-
851-SES (Barra), 1-BRSA-1083-SES (Farfan) e 1-BRSA-1108-SES (Muriú). 
Em outubro de 2015, a PETROBRAS solicitou a ANP, através da Carta E&P-EXP 
1070/2015, que o prazo final de todos os PADs em águas ultra profundas da Bacia de 
Sergipe-Alagoas fossem equalizados e postergados para o final do ano de 2020, 
levando-se em consideração (i) a conjuntura macroeconômica da época e (ii) a 
necessária visão explotatória de desenvolvimento integrado dos PADs. 
Por conseguinte, em fevereiro de 2016, por meio da RD N° 90/2016, a ANP aprovou 
a postergação de todos os PADs em Água Profunda de Sergipe-Alagoas, que passaram 
a ter prazo final em 01/12/2020, o que foi comunicado pelo Oficio ANP/SEP 170/2016, 
de 07/03/2016. 
 
 
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 Plano de Avaliação de Descoberta de Barra 
O poço pioneiro 1-BRSA-851-SES foi perfurado como parte do Programa 
Exploratório Mínimo do primeiro período do bloco SEAL-M-426 em 2010/2011. Foi 
descobridor de gás e condensado em reservatórios turbidíticos da Fm. Calumbi, de idade 
Maastrichtiano (intervalo Maastrichiano 2) além de óleo leve em reservatório da mesma 
unidade litoestratigráfica, porém de idade Campaniana (Campaniano 19/20). 
O primeiro poço de extensão perfurado foi o 3-BRSA-1069-SES, situado cerca de 
10 km a sudeste do poço descobridor e constatou a presença de água no reservatório 
do Maastrichtiano (Maastrichtiano 1), em posição estruturalmente mais baixa que o poço 
pioneiro, e a presença de hidrocarboneto em arenito do Campaniano. Essa constatação 
resultou na revisão dos limites do PAD Barra uma vez que essa descoberta apresentava 
maior correlação com as descobertas do PAD adjacente (Farfan). 
Para delimitar a jazida de gás e condensado do Maastrichtiano 2 foram perfurados 
mais dois poços de extensão (3-BRSA-1163-SES e 3-BRSA-1248D-SES). O poço 3-
BRSA-1163-SES constatou o contato gás/água da jazida e o poço 3-BRSA-1248D-SES 
constatou o reservatório Maastrichtiano 2 saturado por gás, além de outro nível de 
arenito (Maastrichtiano 1) em posição mais inferior, também portador de gás. 
 
 Plano de Avaliação de Descoberta de Farfan 
O poço exploratório descobridor 1-BRSA-1083-SES, que originou o PAD Farfan, foi 
perfurado como compromisso do Segundo Período Exploratório do Bloco SEAL-M-426 
e constatou arenitos turbidíticos do Campaniano Superior portadores de óleo leve. 
O poço 3-BRSA-1178D-SES, situado 5,8 km a noroeste do poço descobridor, 
comprovou a extensão da acumulação e o intervalo portador de óleo foi denominado 
Campaniano 22. 
O poço de extensão 3-BRSA-1239-SES, situado 15,8km a sudoeste do poço 
descobridor, visou testar reservatórios de mesma idade, posicionados em trend 
 
 
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turbidídico paralelo ao constatado com óleo pelos dois poços anteriores. Todavia, 
somente a presença de água foi constatada nesse intervalo. 
O último poço de extensão perfurado foi o 3-BRSA-1286-SES, situado 10,1km a 
noroeste do poço descobridor, constatou gás e óleo em reservatórios estratigraficamente 
mais novos (Campaniano 23) e mais velhos (Campaniano 20) que o Campaniano 22, 
sendo os três reservatórios desconectados hidraulicamente. 
O último poço perfurado na área foi um poço de Aquisição de Dados de 
Reservatórios (ADR), 9-BRSA-1280D-SES, situado 6,1km a noroeste do poço 
descobridor que confirmou a extensão dos reservatórios portadores de óleo do 
Campaniano 22 constatados pelos poços 1-BRSA-1083-SES e 3-BRSA-1178D-SES. 
Além disso, este poço foi descobridor de um reservatório mais antigo portador de óleo 
(Campaniano 20), desconectado hidraulicamente do correlato no poço 3-BRSA-1286-
SES. 
 
 Plano de Avaliação de Descoberta de Muriú 
O poço exploratório descobridor 1-BRSA-1108-SES foi perfurado no Bloco SEAL-M-
424 em cumprimento ao Programa Exploratório Mínimo (PEM) do bloco SEAL-M-424, 
tendo sido concluído em 31 de dezembro de 2012. Este poço constatou óleo em 
reservatório turbidítico do Campaniano Superior denominado Campaniano 25. 
Durante a fase de avaliação foram perfurados 3 poços, sendo 2 poços de extensão 
e 1 poço especial para aquisição de dados de reservatórios. O primeiro deles foi o Poço 
3-BRSA-1180D-SES que está situado cerca de 5km a noroeste do poço descobridor. 
Este poço constatou a presença de gás em reservatórios do Campaniano Superior 
(denominados Campaniano 25.5 e 29) e confirmou a continuidade a noroeste do 
reservatório portador de óleo descoberto no poço pioneiro. Neste intervalo foi realizado 
o teste de formação a poço revestido (TFR) que fazia parte dos compromissos 
contingentes deste plano de avaliação. 
O segundo poço perfurado neste PAD, o 3-BRSA-1234D-SES, visou testar 
anomalias de amplitude que poderiam indicar a presença de hidrocarbonetos em 
reservatórios do Maastrichtiano e do Campaniano Superior. Esses reservatórios foram 
 
 
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constatados com água e apenas indícios de gás foram identificados em um dos intervalos 
do Campaniano Superior e por este motivo compôs a área devolvida a ANP em 2018. 
O terceiro poço foi perfurado para Aquisição de Dados de Reservatório (ADR). O 
Poço 9-BRSA-1278-SES apresentou problemas mecânicos e precisou ser abandonado 
nas fases iniciais. Por este motivo foi iniciado um novo poço: 9-BRSA-1278A-SES. Este 
último foi concluído, confirmou a continuidade do reservatório Campaniano 25 e o contato 
óleo-água para esta acumulação à -5210,0m, assim como o poço pioneiro já havia 
constatado. Nele foi realizado um Teste de Injetividade (TI). 
 
 Plano de Avaliação de Descoberta de Poço Verde 
O poço pioneiro 1-BRSA-1022-SES (Poço Verde) foi perfurado em cumprimento ao 
Programa Exploratório Mínimo (PEM) do bloco BM-SEAL-4, tendo sido concluído em 11 
de julho de 2012. Este poço constatou óleo em reservatórios do Paleoceno Inferior e gás 
em reservatórios do Campaniano Superior - Campaniano 29. 
Posteriormente, para avaliar a descoberta de gás do reservatório Campaniano 29, 
foi perfurado o primeiro poço de extensão desse PAD: o poço 3-BRSA-1251-SES (Poço 
Verde 1). Este poço confirmou a presença de gás em níveis correlatos ao do pioneiro, 
porém sem evidência de comunicação hidráulica. 
Em 2015, em virtude da descoberta de óleo em reservatórios de idade Campaniano 
Médio/Inferior no poço 3-BRSA-1194-SES (Poço Moita Bonita 1 no PAD Moita Bonita) e 
pelo melhor entendimento da resposta sísmica desse intervalo, foi proposta a perfuração 
do segundo poço firme do PAD Poço Verde. O poço 3-BRSA-1303-SES (Poço Verde 4) 
teve como objetivo esses reservatórios e foi posicionado acima do contato óleo-água 
constatado no poço Moita Bonita 1 (-5309,0m). Esse poço foi concluído em 01/09/2015 
e constatoudois intervalos portadores de óleo leve (Campaniano 13 e 11) com pressões 
estáticas distintas as constatadas no poço Moita Bonita 1, caracterizando uma nova 
acumulação. 
A fim de delimitar a acumulação descoberta no Poço Verde 4, foi perfurado o poço 
3-BRSA-1368-SES (Moita Bonita 9) no PAD adjacente. O Poço 3-BRSA-1368-SES 
 
 
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forneceu evidências da conectividade hidráulica entre esses níveis e o contato óleo-água 
da acumulação foi constatado a -5360,0m. 
 
 Plano de Avaliação de Descoberta de Moita Bonita 
A perfuração do poço pioneiro 1-BRSA-1088-SES cumpriu o compromisso do 
Programa Exploratório Mínimo (PEM) do segundo período exploratório do bloco SEAL-
M-499 e foi concluída em 07/08/2012. Este poço constatou 2 intervalos portadores de 
gás do Campaniano Superior: Campaniano 29 e Campaniano 22; e dois intervalos 
portadores de óleo da mesma idade: Campaniano 21 e Campaniano 19. A fim de avaliar 
a extensão das descobertas realizadas, 7 poços de delimitação foram perfurados na área 
do PAD Moita Bonita: 
1. 3-BRSA-1194-SES (Moita Bonita 1); 
2. 3-BRSA-1244-SES (Moita Bonita 3); 
3. 3-BRSA-1296-SES (Moita Bonita 5); 
4. 3-BRSA-1333-SES (Moita Bonita 4); 
5. 3-BRSA-1367-SES (Moita Bonita 2); 
6. 3-BRSA-1368-SES (Moita Bonita 9); 
7. 3-BRSA-1371-SES (Moita Bonita 10). 
 
Durante a fase de avaliação foram comprovadas as extensões das descobertas de 
gás, condensado e óleo em reservatórios do Campaniano (29, 22 e 21) feitas pelo poço 
pioneiro, 1-BRSA-1088-SES (ND UO-SEAL 0897/2012) e das descobertas de óleo leve 
(Campaniano 29 e 13/11) dos poços 3-BRSA-1244-SES e 3-BRSA-1303-SES (ND E&P-
EXP 0443/2015), este último localizado no PAD Poço Verde. 
 
 RELATO SUMÁRIO DO PROJETO 
Neste item encontra-se apresentado um breve relato sumário do Projeto de 
Desenvolvimento da Produção Sergipe Alagoas – SEAP, indicando as principais 
 
 
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características do projeto bem como os cuidados ambientais e critérios técnicos que 
nortearam a concepção inicial do projeto, desde a fase de planejamento, incluindo a 
escolha do tipo de unidade de produção, a definição da locação, dentre outros 
Para o Módulo I do Projeto de Sergipe Águas Profundas (SEAP-I) está prevista a 
instalação de um navio plataforma do tipo Floating Production Storage and Offloading 
(FPSO), com capacidade de processamento de 120.000 bpd de óleo e 10 milhões m³/d 
de gás (consumo interno e escoamento), o qual será interligado a 17 poços (6 produtores 
de óleo, 4 injetores de água conversíveis a injetores de gás, 5 injetores de água e 2 
produtores de gás). O escoamento do óleo produzido será realizado através de navios 
aliviadores em operações de offloading e o escoamento de gás por meio do gasoduto 
tronco de exportação, o qual possui 16” de diamentro em seu trecho marítimo e 20” de 
diamentro no trecho terrestre. 
 Para o Módulo II do Projeto de Sergipe Águas Profundas (SEAP-II) está prevista a 
instalação de um navio plataforma do tipo Floating Production Storage and Offloading 
(FPSO), com capacidade de processamento de 120.000 bpd de óleo e 12 milhões m³/d 
de gás (consumo interno e escoamento), o qual será interligado a 18 poços (6 produtores 
de óleo, 4 injetores de água conversíveis a injetores de gás, 2 injetores de água e 6 
produtores de gás). O escoamento do óleo produzido será realizado através de navios 
aliviadores em operações de offloading e o escoamento de gás por meio da derivação 
de 14” de diâmetro, a qual é parte integrante do gasoduto tronco de exportação. 
O escopo terrestre é composto pelo trecho do gasoduto tronco de exportação de 20” 
de diâmetro, incluindo a área de válvulas, e pelo Ponto de Entrega que interligará o novo 
gasoduto a infraestututa de transporte de gás preexistente, Gasoduto de Transporte 
Catu-Pilar, no município de Japaratuba/SE. 
Na concepção do projeto, a escolha do tipo de unidade de produção teve como base 
diferentes fatores, tais como: a lâmina d’água, número de poços, capacidade de 
armazenar grandes volumes de óleo, aspectos de segurança e operacionais, além de 
menor potencial de interação física com o meio ambiente 
Para definição do posicionamento do FPSO e das instalações submarinas foram 
levados em consideração: os aspectos relacionados à estabilidade do leito marinho e as 
informações sobre os levantamentos geofísicos de fundo e subfundo do leito marinho 
 
 
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para verificação da existência de alvos refletivos, que poderiam sinalizar possíveis 
comunidades biológicas bentônicas. 
Além disto, buscou-se minimizar os comprimentos totais do sistema de coleta de 
forma a se ter um arranjo submarino otimizado, com consequente redução da quantidade 
de dutos e acessórios alocados no leito marinho. Esse arranjo submarino levou em 
consideração também o projeto de ancoragem dos FPSOs, observando os aspectos 
geofísicos, geotécnicos e biológicos. 
Por fim, as contratações de serviços de terceiros para atendimento ao escopo do 
projeto preveem a utilização de um anexo contratual específico que estabelece as 
exigências de SMS, de forma a garantir atendimento integral à legislação aplicável ao 
projeto (incluindo eventual certificação) e aos padrões de segurança, saúde e meio 
ambiente da Petrobras. 
 
 RELAÇÃO DO EMPREENDIMENTO AO CENÁRIO NACIONAL NO QUE 
CONCERNE À POLÍTICA BRASILEIRA DE ENERGIA 
O Ministério de Minas e Energia (MME) foi criado em 1960. Antes da sua criação os 
assuntos de minas e energia eram de competência do Ministério da Agricultura. Tem 
como principais responsabilidades a presidência do Conselho Nacional de Política 
Energética (CNPE) e do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE). 
O MME possui quatro Secretarias finalísticas responsáveis por propor diretrizes e 
implementa políticas nacionais em suas áreas de atuação sendo uma delas a 
SECRETARIA DE PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS. Esta, possui 
como atribuição propor diretrizes para licitações das áreas destinadas à exploração e 
produção de petróleo e gás natural; promover estudos das bacias sedimentares 
brasileiras e coordenar os estudos de planejamento plurianual dos setores de petróleo, 
gás natural e biocombustíveis; monitorar e avaliar, em conjunto com as agências 
reguladoras e as instituições competentes, condições e evolução dos abastecimentos de 
combustíveis, a satisfação dos consumidores e propor medidas que minimizem o risco 
de desabastecimento em situações excepcionais; coordenar e promover programas de 
 
 
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incentivos e ações para atrair investimentos e negócios para os setores nacionais de 
petróleo, gás natural e biocombustíveis; facilitar a interação entre o setor produtivo e os 
órgãos de meio ambiente; propor diretrizes a serem observadas pela ANP para 
elaboração das minutas dos editais e dos contratos de partilha de produção; coordenar 
o processo de outorgas e autorizações do setor de petróleo, gás natural e 
biocombustíveis; e assistir tecnicamenteo CNPE, entre outros. 
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) foi criada em 
1998 e atua na promoção da regulação, da contratação e da fiscalização das atividades 
econômicas integrantes da indústria do petróleo, do gás natural e dos biocombustíveis. 
Sua competência institucional está estabelecida na Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997 
(Lei do Petróleo), regulamentada pelo Decreto nº 2.455, de 14 de janeiro de 1998. 
A atuação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) 
se inicia antes da exploração (pesquisa ou prospecção) e da produção de petróleo e Gás 
Natural. A ANP promove estudos geológicos e geofísicos necessários para delimitar as 
áreas com potencial para produção. A ANP também mantém um banco de dados 
técnicos (geológicos, geoquímicos, geofísicos) sobre as bacias sedimentares brasileiras, 
que indicam o potencial dessas macroáreas para o petróleo e gás natural. 
Adicionalmente é a ANP que subsidia o Conselho Nacional de Política Energética 
(CNPE) nas decisões sobre quais áreas serão licitadas para concessão. O Conselho 
Nacional de Política Energética - CNPE, presidido pelo Ministro de Estado de Minas e 
Energia, é órgão de assessoramento do Presidente da República para formulação de 
políticas e diretrizes de energia. 
A Empresa de Pesquisa Energética – EPE foi criada por meio de medida provisória 
convertida em lei pelo Congresso Nacional - Lei 10.847, de 15 de Março de 2004. Tem 
por finalidade a prestação de serviços ao Ministério de Minas e Energia (MME) na área 
de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, 
cobrindo energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados e biocombustiveis. 
A EPE foi criada com o objetivo de assegurar as bases para o desenvolvimento 
sustentável da infraestrutura energética do país por meio das definições de políticas e 
diretrizes no âmbito do CNPE – Conselho Nacional de Política Energética e do MME. A 
 
 
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partir dessas definições materializam-se os estudos e as pesquisas que irão 
efetivamente orientar o desenvolvimento do setor energético brasileiro. 
Nesse contexto de estudos e pesquisas, foi elaborado o Plano Nacional de Energia 
– PNE-2050 pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e aprovado pelo Ministério de 
Minas e Energia (MME). O PNE 2050 é um instrumento de suporte a definição da 
estratégia de longo prazo para a expansão do setor de energia. 
A sua estratégia se pauta por quatro grandes objetivos - segurança energética, 
retorno adequado aos investimentos, disponibilidade de acesso à população e critérios 
socioambientais - e se utiliza de cenários para discutir como maximizar os benefícios da 
atual transição para o Brasil e prevenir arrependimentos. A estimativa do Ministério de 
Minas e Energia (MME) indica aportes públicos e privados para a ampliação do parque 
energético nacional. Para definir os cenários de demanda para o PNE 2050 foram 
traçados dois cenários de crescimento para o pais, um inferior com taxa média de 
crescimento do PIB de 1,6% a.a ao longo do horizonte do estudo e outro maior com taxa 
média de 3.0%a.a. O PNE 2050 confirma que os derivados de petróleo são atualmente 
a principal fonte de energia para consumo final e que isso se mantem nos dois cenários 
até 2050. Em ambos os cenários se projeta para 2050 a participação dos derivados de 
petróleo em cerca de 40% de participação nas fontes de consumo final e a de gás natural 
de 8%. 
A realização do licenciamento ambiental dos empreendimentos de infraestrutura que 
envolvam impactos em mais de um estado e nas atividades do setor de petróleo e gás 
na plataforma continental é competência do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos 
Recursos Naturais Renováveis (IBAMA), uma autarquia federal, vinculada ao Ministério 
do Meio Ambiente (MMA). O licenciamento ambiental é uma obrigação legal prévia à 
instalação de qualquer empreendimento e o IBAMA tem papel fundamental no subsídio 
a formulação de políticas, normas e estratégias para a implementação de programas e 
projetos, envolvendo o acompanhamento da gestão ambiental de empreendimentos do 
setor de infraestrutura. 
Nesse contexto está inserido o Projeto de Desenvolvimento da Produção Sergipe 
Alagoas – SEAP, que faz parte do programa de desenvolvimento da produção da Bacia 
de Sergipe-Alagoas em águas ultraprofundas por meio de duas Unidades de Produção 
 
 
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(Plataformas) e um gasoduto tronco de exportação, o qual interligará as áreas produtoras 
dos campos de Farfan, Barra e Muriú (Módulo I), Poço Verde e Moita Bonita (Módulo II) 
ao Gasoduto de Transporte Catu-Pilar, localizado no município de Japaratuba/SE. 
Desta forma, o Projeto de Desenvolvimento da Produção Sergipe Alagoas – SEAP 
se faz necessário para garantir a produção de óleo e gás destes campos e para o alcance 
das metas estratégicas estabelecidas no Plano Estratégico da Petrobras e do PNE-2050. 
A ampliação da produção na região da Bacia de Sergipe-Alagoas terá papel fundamental 
no aumento substancial da oferta de gás natural nacional, aumentando a garantia de 
atendimento à demanda atual e, possivelmente, a ampliação de mercado para este 
recurso energético. 
 
 
 
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Justificativa 
 ASPECTOS TÉCNICOS 
A Petrobras detém reconhecida capacidade e posição de destaque em 
empreendimentos de exploração, produção e movimentação de hidrocarbonetos em 
áreas offshore, sobretudo em águas profundas e ultra profundas, dentro de margens 
confiáveis sob os aspectos de segurança operacional. 
A capacitação e liderança neste segmento da indústria petrolífera foram obtidas 
através de intensa pesquisa tecnológica ao longo dos anos, culminando no 
desenvolvimento de tecnologia nacional voltada a este tipo de atividade. 
O Projeto de Desenvolvimento da Produção Sergipe Alagoas – SEAP tem como 
escopo a interligação de poços novos, instalação do sistema submarino, instalação de 
duas novas Unidades de Produção e instalação do gasoduto tronco de exportação. 
A escolha desse modelo para o Projeto de Desenvolvimento da Produção Sergipe 
Alagoas – SEAP, foi baseada em estudos que confrontaram aspectos técnicos, 
econômicos, sociais e ambientais. 
Dentre outros aspectos que tecnicamente justificam o Projeto de Desenvolvimento 
da Produção Sergipe Alagoas – SEAP ressalta-se o fato de tratar-se de um projeto 
estratégico, que contribuirá para a produção de óleo e gás da Bacia de Sergipe-Alagoas. 
As Unidades de Produção a serem instaladas serão dotadas de recursos 
necessários à execução das atividades programadas, tanto em termos de sistema de 
produção, como de segurança operacional, atendendo aos requisitos nacionais e 
internacionais e aos padrões de segurança, meio ambiente e saúde estabelecidos pela 
Petrobras. 
 
 
 
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 ASPECTOS ECONÔMICOS 
Em relação aos aspectos econômicos, a implantação do empreendimento poderá 
abrir oportunidades para a indústrianacional, influenciando fornecedores de diferentes 
tipos de materiais, serviços, entre outros atrelados à cadeia produtiva de óleo e gás. 
Além disso, a necessidade de pessoal qualificado poderá constituir um estímulo à 
capacitação profissional no setor petrolífero, uma vez que se espera um crescimento das 
atividades nesta área. 
O gás natural tem aumentado significativamente sua participação na matriz 
energética brasileira nos últimos anos, sendo utilizado em diversos setores, tais como: 
aplicações domésticas, industriais (combustível e matéria-prima), automotivas e geração 
de energia elétrica. O gás natural é reconhecido como uma importante alternativa ao 
suprimento da demanda energética e ao apoio à resolução das questões técnico-
econômicas, além das questões ambientais atuais. 
Desta forma, o escoamento e disponibilização de gás natural pelo Projeto de 
Desenvolvimento da Produção Sergipe Alagoas – SEAP acarretará nos seguintes 
benefícios econômicos: diminuição da dependência de gás natural importado para 
atendimento às demandas internas e consequente desenvolvimento regional, menor 
fragilidade do Brasil face às possíveis crises de abastecimento no mercado energético e 
dinamização da economia local e regional; 
Outra justificativa importante refere-se ao fato de que a produção de óleo e gás 
provocará aumento de arrecadação de impostos, taxas e contribuições sociais (ICMS e 
Imposto de Renda) para municípios, Estado e Governo Federal, por meio da compra de 
produtos e serviços, além das receitas municipais que serão ampliadas através do 
recolhimento do ISS por parte das empresas prestadoras de serviço localizadas na área 
de influência do empreendimento. 
Com o início da produção de petróleo e gás, também haverá municípios elegíveis ao 
recebimento dos royalties, conforme previsto por lei, cujos recursos deverão ser 
aplicados em setores como saúde, educação, saneamento básico, entre outros, 
proporcionando uma melhor qualidade de vida à população local. 
 
 
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O crescimento da produção nacional de petróleo e gás esperado, em função da 
implementação Projeto de Desenvolvimento da Produção Sergipe Alagoas – SEAP, 
poderá gerar melhorias no desenvolvimento socioeconômico dos municípios 
pertencentes à área de influência desse empreendimento. 
 
 ASPECTOS SOCIAIS 
Os aspectos sociais foram observados desde as fases de iniciais de concepção do 
projeto, principlamente durante a definição da diretriz do traçado do gasoduto no trecho 
terrestre. 
A implantação do Projeto de Desenvolvimento da Produção Sergipe Alagoas – 
SEAP acarretará um incremento da produção de petróleo, podendo propiciar à região 
um adicional em termos de desenvolvimento socioeconômico. 
O crescimento esperado da produção nacional de petróleo e gás pelo 
desenvolvimento do Projeto da Produção de Sergipe Alagoas poderá gerar melhorias no 
desenvolvimento socioeconômico dos municípios pertencentes à área de influência 
desse empreendimento e para o país como um todo. 
A receita gerada pelo pagamento de royalties e participação especial poderá ser 
aplicada em setores como saúde, saneamento básico, educação, entre outros, 
viabilizando políticas e investimentos públicos que proporcionem uma melhor qualidade 
de vida à população local, sobretudo se acompanhados de mecanismos de controle e 
participação social no que tange à aplicação dos recursos financeiros. 
 
 ASPECTOS AMBIENTAIS 
A Petrobras dispõe em sua Política de Segurança, Meio Ambiente e Saúde uma 
diretriz específica para novos empreendimentos que estabelece que “os novos 
 
 
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empreendimentos devem estar em conformidade com a legislação e incorporar, em todo 
o seu ciclo de vida, as melhores práticas de segurança, meio ambiente e saúde”. 
Para a realização desta atividade, os aspectos ambientais são considerados desde 
a fase inicial do projeto, com a seleção da alternativa de projeto e da rota 
do gasoduto marítimo e terrestre, passando por sua fase de Instalação até a sua 
fase de Operação. 
Os critérios ambientais adotados como premissas para o projeto do gasoduto 
buscaram evitar e minimizar as interferências com aspectos do meio físico, biótico 
e socioeconômico. Com relação ao trecho marítimo, foram evitadas feições mais 
complexas de relevo submarino. Para o trecho terrestre buscou-se desviar de fragmentos 
florestais e o afastamento de núcleos populacionais. 
É importante ressaltar, que este empreendimento viabilizará o aumento do 
consumo do gás natural, o que pode ser visto como positivo também sob a ótica 
ambiental, na medida em que o gás natural, comparado aos demais combustíveis 
não-renováveis, é relativamente menos poluente. Como o gás natural é rico em 
hidrogênio, quando comparado aos demais combustíveis fósseis, a proporção de 
gás carbônico gerado por sua queima é significativamente mais baixa. 
Também são previstas medidas preventivas, mitigadoras e compensatórias 
organizadas em programas de gestão a serem executados durante as fases de 
Instalação e Operação do empreendimento. 
O Projeto de Desenvolvimento da Produção Sergipe Alagoas – SEAP será instalado 
e operado conforme requisitos, normas e padrões da Petrobras, desenvolvidos e/ou 
consolidados a partir das experiências adquiridas na implantação e operação de outros 
empreendimentos. 
Dentre as instalações similares instaladas e operadas pela Petrobras, podem 
ser destacados os seguintes projetos: Gasoduto Rota 1; Gasoduto Uruguá-Mexilhão; 
Gasoduto Lula-Mexilhão (o primeiro a ultrapassar os 2000 m de LDA); Gasoduto Rota 2; 
Gasoduto Rota 3; Etapa 1; Etapa 2 e Etapa 3 do Pré-sal da Bacia de Santos. 
 
 
 
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II.2.1.1 - Histórico 
Os contratos de concessão para exploração, desenvolvimento e produção de 
petróleo e gás natural entre a Agência Nacional de Petróleo (ANP) e a Petróleo Brasileiro 
S/A para os blocos SEAL-M-347, SEAL-M-349, SEAL-M-424 e SEAL-M-426 localizados 
na Bacia de Sergipe-Alagoas, foram celebrados em 24 de novembro de 2004. Nesses 
contratos, a Petrobras, como operadora, é responsável pelo planejamento, execução e 
controle das operações. Essas áreas se encontram em fase de avaliação exploratória. 
A Concessão BM-SEAL-10, constituída pelos Blocos SEAL-M-347, SEAL-M-424, 
SEAL-M-495 e SEAL-M-499, foi adquirida pela PETROBRAS na Sexta Rodada de 
Licitações como concessionária exclusiva, ou seja, com 100% de participação. A 
Concessão BM-SEAL-11, constituída pelos Blocos SEAL-M-349, SEAL-M-426, SEAL-M-
497 e SEAL-M-569, foi adquirida pela PETROBRAS na Sexta Rodada de Licitações e 
hoje é constituída pela PETROBRAS, Operadora com 60% de participação, e IBV do 
Brasil, com 40% de participação. 
A perfuração dos poços exploratórios foi iniciada em 2010 e resultou em diversas 
descobertas que deram origem aos Planos de Avaliação de Descoberta (PAD) 1-BRSA-
851-SES (Barra), 1-BRSA-1083-SES (Farfan) e 1-BRSA-1108-SES (Muriú). 
Em outubro de 2015, a PETROBRAS solicitou a essa ANP, através da Carta E&P-
EXP 1070/2015, que o prazo final de todos os PADs em águas ultra profundas da Bacia 
de Sergipe-Alagoas fossem equalizados e postergados para o final do ano de 2020, 
levando-se em consideração (i) a conjunturamacroeconômica da época e (ii) a 
necessária visão explotatória de desenvolvimento integrado dos PADs. 
Por conseguinte, em fevereiro de 2016, por meio da RD N° 90/2016, a ANP aprovou 
a postergação de todos os PADs em Água Profunda de Sergipe-Alagoas, que passaram 
a ter prazo final em 01/12/2020, o que foi comunicado pelo Oficio ANP/SEP 170/2016, 
de 07/03/2016. 
 
 
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II.2.1.1.1 PLANO DE AVALIAÇÃO DE DESCOBERTA DO POÇO 1-BRSA-851-
SES (BARRA) 
O Poço 1-BRSA-851-SES (Barra 1-SES-158) foi perfurado em 2010, como 
compromisso firme do 1º Período Exploratório do Bloco SEAL-M-426, da Concessão BM-
SEAL-11. Descobriu uma acumulação de gás em reservatórios arenosos da Formação 
Calumbi, de idade Maastrichtiana, notificada a ANP em 26/10/2010. Em 2011, ocorreu a 
reentrada no poço e foi realizado um Teste de Formação a poço Revestido (TFR). Neste 
mesmo poço houve a realização de um Teste de Formação em Poço Revestido (TFR) 
com o objetivo de investigar a qualidade do reservatório e de coletar amostra do gás para 
realização da análise PVT. O gás produzido teve uma Razão Gás-Óleo (RGO) de 3.757 
m³/m³ e um condensado de 43° API. 
Como consequência, foi submetido o Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) 
Barra, o qual foi aprovado em 14/09/2011, conforme Ofício ANP/SEP 1194/2011, com 
término previsto para 25/07/2016. Este PAD teve como compromissos firmes (i) um 
reprocessamento PSDM e (ii) a perfuração de 2 (dois) poços; e como compromissos 
contingentes (i) a perfuração de 2 (dois) poços e (ii) a realização de 4 (quatro) Testes de 
Formação a Poço Revestido (TFR). 
O primeiro poço firme, 3-BRSA-1069-SES (Barra 1 – 3-SES-165), foi concluído em 
agosto de 2012, e teve como objetivo buscar óleo nos reservatórios de idade do 
Maastrichtiano, no entanto, apesar de encontrar um reservatório de boa qualidade, o 
mesmo estava portando água. Todavia, o poço resultou numa segunda descoberta de 
óleo nos arenitos turbidíticos da Fm. Calumbi, de idade Campaniano Superior (outro 
objetivo desse poço). Conforme determinado por essa ANP e com base no resultado do 
Poço Barra 1, foi submetida a redefinição do polígono deste PAD e, como consequência, 
o Poço Barra 1 passou a integrar o PAD do Poço 1-BRSA-1083-SES (Farfan). A 
justificativa para tal redefinição é que os reservatórios de idade Campaniano Superior, 
identificados no Poço 3-BRSA-1069-SES, mostram continuidade deposicional em 
direção ao PAD Farfan. 
 
 
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O segundo poço firme, o 3-BRSA-1163-SES (Barra 2) foi finalizado em maio de 
2013, e delimitou a porção sul da acumulação, identificando o contato gás/água na cota 
de -4.695m. 
O primeiro poço contingente, o 3-BRSA-1248D-SES (Barra 3), foi concluído em 
outubro de 2014, delimitando a porção norte da acumulação e identificando uma nova 
descoberta de um reservatório um pouco mais antigo, também do Maastricthiano, 
portador de gás. No Poço 3-BRSA-1248D-SES foi realizado um TFR que resultou na 
produção de gás e condensado de 43º API e RGO = 4151 m3/ m3. 
Destaca-se que, até o momento, foram realizadas as seguintes atividades: (i) 
perfurados 3 (três) poços, (ii) realizado 1 (um) TFR, (iii) conclusão do reprocessamento 
PSDM (metodologia de processamento com “migração dos dados em profundidade”) e 
(iv) adquirida uma nova sísmica 3D com processamento PSTM (metodologia de 
processamento com “migração dos dados em tempo”), como esforço exploratório 
adicional. Portanto, todo o compromisso firme deste PAD foi cumprido. 
 
II.2.1.1.2 PLANO DE AVALIAÇÃO DE DESCOBERTA DO POÇO 1-BRSA-1083-
SES (FARFAN) 
O Poço 1-BRSA-1083-SES (Farfan – 1-SES-167) foi perfurado em 2013 como 
compromisso exploratório do Bloco SEAL-M-426, e encontrou reservatório siliciclástico 
de idade do Campaniano portador de óleo leve, de 38°API e 430 m³/m³ de RGO. O poço 
não encontrou o contato óleo-água, no entanto outras areias foram encontradas abaixo 
do reservatório com água, e através de extrapolação de gradiente de pressão do óleo e 
água inferiu-se um contato na profundidade de -5.603 m. 
Como consequência, foi submetido o Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) 
Farfan, inserido na concessão BM-SEAL-11 (Bloco SEAL-M-426). O Plano de Avaliação 
da Descoberta de FARFAN, aprovado em 21/11/2013 (RD1242/2013), tem prazo até 
01/12/2020 para declaração de comercialidade. 
 
 
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O primeiro poço firme, 3-BRSA-11178D-SES (Farfan 1 – 3-SES-176D) confirmou a 
continuidade da acumulação a uma distância de aproximadamente 5 km de distância a 
noroeste do poço descobridor, com óleo de mesmas características. Neste poço foi 
realizado o TFR e confirmou-se a boa qualidade do reservatório, com permeabilidade 
média efetiva ao óleo de 110 mD, e não houve a detecção de barreiras em um raio de 
aproximadamente 1 km. 
O segundo poço firme foi o 3-BRSA-1239-SES (Farfan 2 – 3-SES-180), situado 
15,8km a sudoeste do poço descobridor e constatou a presença de água em 
reservatórios do Campaniano. 
O terceiro poço firme perfurado foi o 3-BRSA-1286-SES (Farfan 3 – 3-SES-186), 
situado 10,1km a noroeste do poço descobridor, e constatou gás e óleo nos em 
reservatório do Campaniano Superior. Esse poço encontrou hidrocarbonetos em 5 
intervalos, sendo os 3 primeiros intervalos de gás e os outros 2 de óleo. O gradiente de 
pressão deste poço deixou dúvidas sobre a possibilidade de conexão com o reservatório 
principal (que está sendo considerado para este projeto) e, portanto, essa reserva não 
poderá ser considerada para esta fase do projeto. 
Adicionalmente foi perfurado o poço 9-BRSA-1280D-SES (ADR Farfan – 9-SES-
188D) para Aquisição de Dados de Reservatório (ADR). Esta perfuração, na porção 
nordeste da acumulação, visou comprovar o modelo geológico do reservatório principal, 
o que de fato aconteceu, obtendo-se o mesmo gradiente do óleo dos demais poços. 
Neste mesmo poço foi realizado um teste de injeção, onde, novamente, não foram 
encontradas barreiras ao fluxo e obteve-se uma permeabilidade média efetiva ao óleo 
de 112 mD. 
A Petrobras solicitou à ANP revisão do Programa de Trabalho do PAD considerando 
a realização de um Teste de Longa Duração (TLD) firme. A execução do TLD (Teste de 
Longa Duração) em Farfan está em andamento desde 2020, com as respectivas 
solicitações ao IBAMA para as renovações das licenças ambientais. Neste caso, o 
referido teste trará dados e informações primordiais na avaliação da área de exploração 
e produção offshore para o Projeto SEAP, localizado na Bacia de Sergipe-Alagoas 
(SEAL). 
 
 
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II.2.1.1.3 PLANO DE AVALIAÇÃO DE DESCOBERTA DO POÇO 1-BRSA-1108-
SES (MURIÚ) 
O Poço 1-BRSA-1108-SES (Muriú 1-SES-172), perfurado como esforço exploratório 
adicional do Bloco SEAL-M-424, da Concessão BM-SEAL-10, foi concluído em 2013 e 
confirmou a presença de hidrocarboneto em arenitos do Campaniano, através de indícios 
no detector de gás, perfis elétricos e amostragem de fluido. A Notificação de Descoberta 
foi encaminhadaa essa ANP em dezembro de 2012. 
Como consequência, foi submetido em 25/02/2013 e ressubmetido (a pedido dessa 
ANP) em 29/08/2013, a criação do PAD Muriú, com aprovação em 23/10/2013, por meio 
da RD n° 1113/2013, conforme Ofício ANP/SEP 1211/2013, de 01/11/2013, inserido nas 
duas concessões adquiridas na sexta rodada de licitação: (1) concessão BM-SEAL-11 
(Bloco 426) com 60% Petrobras e 40% IBV e (2) concessão BM-SEAL-10 (Blocos 347 e 
424) 100% Petrobras. Este PAD teve como compromissos firmes (i) reprocessamento 
3D PSDM, proporcional à área do PAD (720 km2), (ii) reprocessamento PSTM da 
sísmica 3D na área norte do Bloco SEAL-M-347, (iii) aquisição e processamento PSDM 
de dados sísmicos 3D (560 km2), (iv) perfuração de 3 (três) poços, e (v) 1 (um) teste de 
formação a poço revestido (TFR) a ser realizado no primeiro poço firme. Como 
compromissos contingentes, (i) perfuração de 2 (dois) poços, (ii) aquisição de dados 
sísmicos 3D porção norte do PAD (430 km2), (iii) 2 (dois) testes de formação a poço 
revestido (TFR) e (iv) 1 (um) teste de longa duração (TLD). Caso todos os compromissos 
firmes e contingentes fossem realizados, o prazo final do PAD seria em 30/09/2018. 
O primeiro poço firme perfurado do PAD Muriú foi o 3-BRSA-1180D-SES (Muriú 1 – 
3-SES-175D), concluído em agosto de 2013, onde foram identificados quatro intervalos 
portadores de hidrocarboneto na Fm. Calumbi (Campaniano), sendo os três arenitos 
superiores situados entre 5128,9m e 5382,46m portadores de gás e o arenito inferior 
(entre 5388,41m e 5414,62m) portador de óleo leve. Neste poço não foi constatado 
contato óleo/água nos reservatórios do Campaniano. Nesse poço foi realizado um TFR 
que avaliou 17 metros em arenitos turbidíticos da Fm. Calumbi, de idade Campaniano 
 
 
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Superior, confirmando excelentes condições de reservatório e também excelente 
produtividade de óleo de 38,8ºAPI. 
O segundo poço firme foi o 3-BRSA-1234D-SES (Muriú 2 – 3-SES-179D) concluído 
em maio de 2014. Este poço identificou um intervalo de arenito portador de água na Fm. 
Calumbi (Maastrichtiano) e três intervalos de arenitos portadores de água na Fm. 
Calumbi (Campaniano), sendo reclassificado como seco com indícios. 
O terceiro poço firme, concluído em fevereiro de 2015, o Poço 9-BRSA-1278A-SES 
(ADR Muriu – 9-SES-187), comprovou a continuidade da acumulação de óleo leve 
descoberta pelo Poço 1-BRSA-1108-SES. O reservatório Campaniano, com espessura 
efetiva de 38,8 m e porosidade de 16,5%, está conectado com a acumulação do Poço 1-
BRSA-1108-SES e constatou o contato óleo/água a -5211m. Nesse poço foi realizado, 
na sequência, um teste de injetividade, no reservatório portador de óleo. Adicionalmente, 
ainda foi identificado um reservatório inferior, também de idade Campaniano, todavia 
portador de água. Na Carta E&P-EXP 1070/2015, a PETROBRAS solicitou que a ANP 
reconhecesse o Poço 9-BRSA-1278A-SES como compromisso firme do PAD Muriú, o 
que ocorreu em 07/03/2016, conforme Ofício ANP/SEP 170/2016. 
Dessa forma, até o momento, foram realizadas as seguintes atividades: (i) 
perfurados 3 (três) poços, (ii) realizado 1 (um) TFR, (iii) realizado 1 (um) Teste de 
Injetividade, (iv) concluído o Reprocessamento PSDM, (v) concluído o reprocessamento 
PSTM e (v) adquirida nova sísmica 3D. Portanto, todo o compromisso firme deste PAD 
foi cumprido. O Plano de avaliação da descoberta tem prazo até 01/12/2020 para 
declaração de comercialidade e como compromissos contingentes pendentes dois poços 
com pontos de decisão em 01/03/2019 e 01/09/2019, bem como dois Testes de 
Formação a Poço Revestido (TFR) e um Teste de Longa Duração (TLD). 
 
 
 
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II.2.1.2 - Descrição do Sistema Submarino 
As estruturas submarinas necessárias para a produção de óleo e gás englobam as 
linhas de produção, as linhas de injeção de água e gás, as linhas de serviço, umbilicais 
de controle, manifolds1, árvores de natal molhada (ANM), gasodutos de exportação e 
seus acessórios (válvulas, PLEMs2 e PLETs3). 
As linhas de produção são responsáveis pelo escoamento da produção de óleo e 
gás dos reservatórios do Projeto Sergipe Águas Profundas, interligando os poços 
produtores aos FPSOs dos Módulos I e II. 
Ao término da fase de instalação dos sistemas submarinos, cada poço produtor 
possuirá três linhas que se conectarão ao FPSO, diretamente ou indiretamente, 
através de outros equipamentos submarinos: uma linha de produção, uma linha de 
serviço (acesso ao espaço anular do poço) e um umbilical eletro-hidráulico 
(responsável pela comunicação e controle entre o poço e o FPSO). 
Os poços injetores de água e gás (WAG - Water Alternate Gas) poderão ser 
interligados ao FPSO de duas maneiras: 
• Quando satélites, por um conjunto composto de uma linha de injeção de água, uma 
linha de injeção de gás e um umbilical eletro-hidráulico de controle; 
• Quando em loop de 2 poços, no chamado WAG loop, cada poço injetor será 
interligado ao FPSO através de uma única linha capaz de injetar gás e água 
alternadamente, além de um umbilical eletro-hidráulico, totalizando 3 linhas para 
cada par de poços injetores. Além disso, os poços serão interligados entre si através 
 
1 Manifold Submarino: Equipamento para interligação de linhas submarinas com as funções de distribuição ou 
agrupamento de fluidos e de controle de equipamentos submarinos. Os manifolds submarinos podem ser do tipo 
produção (agrupando os fluidos produzidos de dois ou mais poços), injeção (direcionando fluidos recebidos para 
poços injetores), de gas lift (para poços produtores ou suas linhas), de controle (funções hidráulicas, elétricas e de 
injeção química) ou híbridos (mais de uma função no mesmo equipamento). 
2 PLEM (Pipeline End Manifold): Coletor de extremidade de duto submarino; Conjunto de tubulações e válvulas 
montado sobre quadro estrutural metálico, instalado na extremidade de um duto rígido submarino, para interligação 
com outros dois ou mais dutos submarinos. 
3 PLET (Pipeline End Termination): Terminação de extremidades de dutos; Estrutura para conexão de dois dutos entre 
si, onde pelo menos um destes é um duto de aço rígido. 
 
 
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de uma linha submarina de injeção de água e gás, que permite as operações de 
troca de ciclo. 
 
Os poços injetores apenas de gás ou apenas de água serão interligados por uma 
linha de injeção e um umbilical eletro-hidráulico de controle, com a entrada que 
normalmente seria utilizada para a conexão do segundo duto de injeção tamponada. 
Algumas áreas da provícia, como Barra e Moita Bonita, preveem também a 
utilização de manifolds submarinos. Neste caso, dois ou mais poços são interligados 
ao manifold e este último é interligado ao FPSO. A utilização de manifolds reduz a 
quantidade de linhas que se conectam ao FPSO. 
Os poços serão munidos com equipamentos denominados Árvore de Natal 
Molhada (ANM), que são constituídos por um conjunto de válvulas, tubulações, 
sensores, painéis para atuação robótica, acessórios e um sistema de controle 
interligado a um painel localizado na plataforma. São equipamentos de segurança e 
de controle de fluxo que permitem o fechamento do poço quando necessário. 
A Figura II.2.1.1.3-1 ilustraa distribuição espacial das linhas no leito marinho e a 
Figura II.2.1.1.3-2 mostra esquematicamente um manifold distribuindo as linhas para as 
ANM dos poços. A descrição das estruturas submarinas encontra-se nos itens 
subsequentes. 
 
 
 
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Figura II.2.1.1.3-1 - Representação esquemática da interligação das linhas do FPSO 
aos poços. 
Fonte: http://www.fmctechnologies.com 
 
 
Figura II.2.1.1.3-2 - Representação esquemática - Manifold e ANM. 
Fonte: Adaptado de FMC Technologies, 2012. http://www.fmctechnologies.com 
 
http://www.fmctechnologies.com/
http://www.fmctechnologies.com/
 
 
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II.2.1.2.1 UNIDADES DE PRODUÇÃO 
 Identiticação das Unidades de Produção 
Para o Projeto de Desenvolvimento da Produção Sergipe Águas Profundas – SEAP 
está prevista a instalação e operação de duas UEPs - Unidades Estacionárias de 
Produção, sendo uma para o desenlvolvimento da produção dos campos de Farfan, 
Barra e Muriú (Módulo 1), denomidada de FPSO MÓDULO I, e outra para o 
desenvolvimento da produção das áreas de Poço Verde e Moita Bonita (Módulo II), 
denominada FPSO MÓDULO II. 
Ambas as Unidades de Produção serão do tipo FPSO (Floating Production Storage 
and Offloading), e serão construídas a partir de um cascos novos ou convertidas a partir 
de navios petroleiros existentes, tipo VLCC (Very Large Crude Carrier), nos quais serão 
instaladas facilidades de produção. As Unidades serão construídas ou convertidas 
segundo normas internacionais e atendendo à legislação brasileira pertinente. 
O Certificado Internacional de Prevenção de Poluição por Hidrocarbonetos (IOPP), 
Certificado Internacional de Prevenção de Poluição por Efluentes Sanitários (ISPP), 
Certificado Internacional de Prevenção à Poluição do Ar (IAPP) e a Declaração de 
Conformidade, emitida pela Marinha do Brasil serão apresentados em momento 
oportuno, tão logo sejam emitidos para cada unidade. 
As áreas submersas dos cascos receberão aplicação de tinta anti-incrustante livre 
de estanho (conforme Convenção Internacional sobre Controle de Sistemas Anti-
incrustantes Danosos em Navios – Convenção AFS de 2001, NORMAM-23/2007), antes 
de deixar o dique-seco, visando minimizar a bioincrustação. Ao final do processo serão 
emitidos pela Sociedade Classificadora certificados da pintura e tintas aplicadas. 
Caso as UEPs sejam construídas no exterior, ao final das atividades de construção 
e montagem e antes da navegação ou reboque do equipamento com destino ao Brasil 
(estaleiro ou locação final na área de produção), será realizada uma limpeza de toda 
porção submersa do casco e áreas nicho. O processo de limpeza será documentado 
através de relatório/laudo técnico emitido pela empresa responsável pela atividade, 
contemplando descrição da metodologia e registro fotográfico evidenciando casco limpo 
(isento de macroincrustação). 
No caso de execução de atividades de construção e montagem de novas UEPs em 
estaleiros brasileiros, localizados em áreas com registro de coral-sol, 
 
 
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permanecendo por períodos de curta duração (até no máximo 12 meses), será exigida a 
realização de limpezas periódicas para manutenção do casco isento de 
macroincrustação até a saída para outros estaleiros ou para a locação final. Em função 
dos riscos associados às atividades de mergulho, nos casos em que o planejamento de 
permanência da unidade já prever período de tempo superior a 12 meses para as 
atividades de construção e montagem de novas UEPs em estaleiros brasileiros 
localizados em áreas com registro de coral-sol, será realizada inspeção com mergulho e 
remoção do coral-sol incrustado, com a devida contenção do material,antes da saída 
para a locação final. Caso necessário, o processo de limpeza será documentado através 
de relatório/laudo técnico emitido pela empresa responsável pela atividade, 
contemplando descrição da metodologia e registro fotográfico. 
 
 Descrição das Unidades de Produção 
A FPSO MÓDULO I está especificada para atender a uma capacidade de 
processamento nominal de 120.000 bpd de óleo, 10 milhões Nm³/d de tratamento e 
compressão de gás, 200.000 bpd de injeção de água e 100.000 bpd de tratamento de 
água produzida. A esta Unidade de Produção serão interligados 6 (seis) poços 
produtores de óleo, 2 (dois) poços produtores de gás, 4 injetores de água, corrente rica 
em hidrocarbonetos (C3+) e gás (Water Alternate Gas - WAG) e 5 injetores de água. 
A FPSO MÓDULO II está especificada para atender a uma capacidade de 
processamento nominal de 120.000 bpd de óleo, 12 milhões Nm³/d de tratamento e 
compressão de gás, 200.000 bpd de injeção de água e 100.000 bpd de tratamento de 
água produzida. A esta Unidade de Produção serão interligados 6 (seis) poços 
produtores de óleo, 6 (seis) poços produtores de gás, 4 (quatro) injetores de água, 
corrente rica em hidrocarbonetos (C3+) e gás (WAG) e 3 (três) injetores de água. 
 Para processamento dos fluidos ambas Unidades de Produção serão dotadas de 
planta de desidratação do gás e ajuste de ponto de orvalho e reinjeção de C3+, e 
conjugarão as atividades de processamento primário de produção, estocagem e 
transferência de óleo para navios aliviadores. No Quadro II.2.1.2.1-1Quadro II.2.1.2.1-1, 
a seguir, são listadas as principais características de cada Unidade de Produção. 
Além das facilidades de processamento, os FPSOs contarão com acomodações 
para 240 pessoas cada e infraestrutura básica para habitação: água potável, água 
quente, ar condicionado, cozinha/refeitório, camarotes, sistema de esgoto e iluminação. 
As acomodações serão distribuídas em diferentes níveis comunicados interna e 
 
 
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externamente por escadas. Cada piso contará com rotas de fuga de emergência pelas 
laterais. O sistema de salvatagem será projetado para atender a totalidade da população 
a bordo. Balsas infláveis com a mesma capacidade da salvatagem serão instaladas 
próximo às baleeiras e um barco de resgate completará o sistema de salvatagem das 
embarcações. 
 
Quadro II.2.1.2.1-1 - Características gerais das Unidades de Produção 
Características Descrição Descrição 
Nome FPSO MÓDULO I FPSO MÓDULO II 
Tipo Navio FPSO Navio FPSO 
Origem/Bandeira A ser definida A ser definida 
Ancoragem Spread Mooring System Spread Mooring System 
Comprimento 
Total 
 
A ser definido durante o projeto executivo e 
em função do navio a ser 
convertido/construído 
 
 
A ser definido durante o projeto executivo e 
em função do navio a ser 
convertido/construído 
 
Boca moldada 
Pontal (Altura 
até convés principal) 
Borda livre 
Peso leve 
Calado médio 
Altura do Flare 
(a partir do deck) 
Capacidade total 
dos tanques de 
estocagem de óleo 
Guindastes 2 guindastes de 25 toneladas 2 guindastes de 25 toneladas 
Sistema de 
geração de energia 
4 Turbo-geradores gás/diesel ; 
 moto-geradores auxiliares a 
diesel (quantidades a serem definidas); 
moto-gerador a diesel de 
emergência (quantidades a seremdefinidas) 
 
4 Turbo-geradores gás/diesel ; 
 moto-geradores auxiliares a 
diesel (quantidades a serem definidas); 
moto-gerador a diesel de 
emergência (quantidades a serem 
definidas) 
 
Unidade de 
Tratamento de 
Esgotos 
02 Unidades (1 operação e 1 
stand by) 
Capacidade a ser definida 
02 Unidades (1 operação e 1 
stand by) 
Capacidade a ser definida 
Capacidade de 
produção 
Processamento de Óleo – 19.100 
m³/d (120.0000 bpd) 
Tratamento de Gás – 10 milhões 
m³/d 
Capacidade de exportação – 8 
milhões m3/d de gás 
Tratamento de água produzida – 
15.900 m³/d 
Injeção de água – 31.800 m³/d 
Processamento de Óleo – 19.100 
m³/d (120.0000 bpd) 
Tratamento de Gás – 12 milhões 
m³/d 
Capacidade de exportação – 10 
milhões m3/d de gás 
Tratamento de água produzida – 
15.900 m³/d 
Injeção de água – 31.800 m³/d 
 
 
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Características Descrição Descrição 
Capacidade de 
alojamento 
240 pessoas 240 pessoas 
Heliponto 1 heliponto sem reabastecimento. 1 heliponto sem reabastecimento. 
Salvatagem 
 
A quantidade de 
equipamentos/itens de salvatagem 
será adequado para a quantidade de 
240 pessoas a bordo (POB). Serão 
atendidos os regulamentos da IMO 
(SOLAS, MODU, LSA e FSS), as 
regras da Sociedade Classificadora e 
requerimentos das Autoridades 
brasileira e Bandeira 
 
 
A quantidade de 
equipamentos/itens de salvatagem 
será adequado para a quantidade de 
240 pessoas a bordo (POB). Serão 
atendidos os regulamentos da IMO 
(SOLAS, MODU, LSA e FSS), as 
regras da Sociedade Classificadora e 
requerimentos das Autoridades 
brasileira e Bandeira 
 
A seguir encontram-se descritas as principais instalações, sistemas e equipamentos 
das Unidades de Produção, incluindo a descrição dos processos de produção e a 
caracterização das etapas de controle, estocagem e transferência de óleo e gás. Em 
função da similaridade das Unidades de Produção, contendo as mesmas configurações 
de plantas de processo, a descrição a seguir se refere as UEPs FPSO MÓDULO Ie FPSO 
MÓDULO II, exceto onde especificado em contrário. 
 
 Modulos de produção 
 
Sobre o conveses principais dos FPSOs está prevista a montagem das estruturas 
que suportam todos os equipamentos das duas plantas de processo. Os equipamentos 
previstos a serem montados em cada uma destas estruturas são os seguintes: 
 
• Módulo de Manifold; 
• Módulo de Separação e Tratamento de Óleo; 
• Módulo de Desidratação de Gás; 
• Módulo de Tratamento de Água Produzida; 
• Módulo de Tratamento de Água do Mar e Injeção; 
• Módulo de Medição Fiscal; 
• Módulo de Utilidades; 
• Módulo de Injeção Química; 
 
 
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• Módulo do Sistema de Tocha; 
• Módulo de Geração de Energia Elétrica; 
• Sistemas navais de uso geral; 
• Pipe rack; 
• Áreas de recebimento de carga (laydown areas); 
• Riser balcony (chegada dos poços e gasoduto); 
• Laboratório; 
• Módulo de Acomodações e Torre de comunicação; 
• Módulo de Compressão (LP, HP e booster). 
 
 Sistema de Produção 
O Sistema de Processamento de Hidrocarbonetos da FPSO MÓDULO Ifoi 
especificado para uma capacidade de produção e processamento de óleo de 120.000 
bpd, 140.000 bpd de líquido, tratamento de água produzida de 100.000 bpd, injeção de 
200.000 bpd de água, tratamento e compressão de gás de 10.000.000 m³/dia. 
Já o Sistema de Processamento de Hidrocarbonetos da FPSO MÓDULO II foi 
especificado para uma capacidade de produção e processamento de óleo de 120.000 
bpd, 140.000 bpd de líquido, tratamento de água produzida de 100.000 bpd, injeção de 
200.000 bpd de água, tratamento e compressão de gás de 12.000.000 m³/dia. 
Módulo de manifolds 
As linhas de produção dos poços de óleo e de gás conectam-se aos FPSOs nos 
risers balconies, onde estão instalados dois coletores denominados manifolds de 
produção (um de óleo e outro de gás não-associado), os quais recebem o fluxo 
proveniente da linha de produção dos respectivos poços. Há ainda dois manifolds para 
teste individual de produção dos poços, um para óleo e outro para o gás não associado. 
Um Header de Fluxo Reverso será previsto, conectando o Header de Gas-Lift a cada 
linha submarina de poço de produção, para permitir uma operação de serviço chamada 
“recirculação de gás”. Esta operação consiste em retirar gás do Header de Gas-Lift e 
injetá-lo nas linhas submarinas de poços de produção com o objetivo principal de 
remover qualquer líquido ou hidrato existente nas linhas submarinas de gas-lift. 
 
 
 
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Poços de óleo 
Após a chegada dos poços de produção de óleo que seguirão através do header de 
teste e de produção de óleo, o processamento de óleo será constituído em um primeiro 
estágio do separador trifásico, que é o separador de água livre, com pressão de operação 
de 1300 kPa. Este vaso será capaz de separar gás, óleo e água, onde o gás seguirá 
para os compressores, através do Resfriador de Separador de Gás e a água para o 
sistema de água produzida. 
Após passar pelo separador de produção, o óleo segue pelo pré-aquecedor (com 
integração energética do óleo processado, para auxiliar na demanda de aquecimento e 
resfriamento em operação normal além de auxiliar na partida da planta) e aquecedor de 
óleo, quando o óleo é direcionado para um separador horizontal bifásico com a finalidade 
de separar o líquido e o gás e seguir para o primeiro estágio de tratamento eletrostático 
(pré-tratador eletrostático). Em seguida, prossegue para o segundo estágio de 
tratamento eletrostático e, ao final, haverá redução da pressão de vapor do óleo cru a 
níveis seguros para armazenagem nos tanques de carga do navio, de forma a diminuir 
a baixos níveis a emissão de frações voláteis de hidrocarbonetos, bem como o adequado 
ajuste dos teores de BSW e sais, atingindo assim a especificação final do óleo de 285 
mg/l (NaCl), água (BSW) menor do que 0,5% em volume. 
O princípio de operação dos separadores eletrostáticos é baseado na indução de 
uma carga elétrica nas gotículas de água presente na corrente de óleo, provocando a 
coalescência dessas gotas devido às forças de atração eletrostática que passam a agir, 
que por sua vez, formam gotas maiores que vão decantando no fundo do vaso por ação 
de forças gravitacionais. 
Também é prevista a injeção química de desemulsificante e inibidor de espuma a 
montante do separador de produção para ajudar na estabilização do óleo. 
Separadores de teste de poços de produção dedicados para o óleo serão instalados. 
 
Poços de gás não associado 
A produção de poços de gás não associado seguirão dos headers de produção de 
gás e de teste de gás. Destes headers, o fluido é enviado para o trocador de calor de 
 
 
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forma a atingir a temperatura mínima de 25°C, para o primeiro estágio de separação 
trifásica, o Separador de Gás, que opera a 1300 kPa (a). O separador será responsável 
em separar o gás do condensado e do monoetilenoglico - MEG (injetado na cabeça dos 
poços produtores de gás não associado para