Da estreante Jacuípe até áreas maduras do Recôncavo, a ANP indicou 23 setores para a 13ª rodada. Conheça as áreas.

A 13ª rodada poderá contar com blocos em fronteiras ainda inexploradas do offshore brasileiro, nas bacias Jacuípe, no litoral da Bahia, e de Pelotas, em setores que fazem divisa com o Uruguai. Nos outros 21 setores em estudo, já houve algum esforço exploratório, em diferentes níveis de maturidade.

Conheça melhor as áreas indicadas pela ANP:

Amazonas

A região, muito explorada no século passado, será novamente ofertada na 13ª rodada. A ANP indicou blocos no setor oeste (SAM-O), onde há as descobertas de Azulão e Japiim, campos em desenvolvimento. A área conta com números superiores a 200 poços perfurados, 38 mil linhas 2D e a 200 km² de sísmica 3D.

Atualmente, Petrobras está conduzindo uma campanha de avaliação em consórcio com a Petrogal, nos blocos AM-T-62, AM-T-84 e AM-T-85 e tem feito novas descobertas de gás natural, até o momento, principal vocação da bacia.

Camamu-Almada

Na Bacia Camamu-Almada, a agência sugeriu ofertar blocos em áreas profundas dos setores SCAL-AP1 e SCAL-AP2. A Petrobras possui sete blocos na região, mas as atividades exploratórias estão suspensas e aguardam a conclusão do processo de licenciamento ambiental.

Campos

Apesar de bem servida de dados geológicos e infraestrutura, os setores analisados são em águas rasas, historicamente, locais com problemas para licenciar atividades de E&P.

Espírito Santo

A ANP também indicou blocos em dois setores em águas profundas no Espírito Santo. Bastante estudada, a bacia conta com levantamentos sísmicos 2D e 3D.

Na 11ª rodada, realizada em 2013, a Statoil e a Petrobras arremataram, respectivamente, quatro e dois blocos no setor SES-AP1, que deverá ser novamente ofertado. Estão previstos dez poços na região entre 2016 e 2018.

Na SES-AP2, há blocos mais antigos, em fase de avaliação, e também campos delimitados, como Golfinho. Duas UEPs da Petrobras estão previstas para a área até 2020, segundo o último plano de negócios da petroleira.

Jacuípe

Podendo fazer sua estreia em licitações da ANP, a Bacia de Jacuípe possui 112 linhas de sísmica 2D. As áreas mais estudadas são aquelas nas fronteiras com as bacias de Camamu-Almada, ao sul, e de Sergipe-Alagoas, ao norte. A agência indicou ao CNPE blocos em águas profundas, setor SJA-AP.

Parnaíba

Na Bacia do Parnaíba, existem realidades bem distintas. No setor SPN-N (norte) a OGX Maranhão fez as descobertas de gás que hoje são desenvolvidas pela PGN, em áreas ofertadas na 9ª rodada de licitações. Em 2013, na 11ª rodada foram ofertados mais seis blocos, todos arrematados por Petra e, na época, OGX Maranhão, mas os contratos não chegaram a ser assinados.

Já no SPN-O (oeste), que fica no estado do Tocantins, há um bloco licitado (PN-T-165), mas que faz parte de um aglomerado de áreas do setor vizinho SPN-SE, que teve sete blocos licitados na 11ª rodada. É uma região de nova fronteira.

Pelotas

Em Pelotas, os setores ofertados (SP-AR4, SP-AP4 e SP-AUP4), ficam no extremo sul do país, na última linha de blocos, fronteira com o Uruguai. A região contém levantamentos 2D.

Mais ao norte, na mesma bacia, a Petrobras é operadora com 50%, em parceria com a Total (50%), nos quatro blocos do contrato BM-P-2, arrematado na 6ª rodada. Os trabalhos, contudo, estão suspensos há mais de uma década por falta de licenciamento ambiental.

Potiguar e Recôncavo

Nas bacias do Recôncavo e Potiguar, a análise para a 13ª rodada ocorre em setores maduros, respectivamente, nos estados da Bahia e do Rio Grande do Norte. Em ambos os casos, são áreas com grande número de poços, blocos em exploração e campos em produção.

Há, atualmente, 62 blocos em exploração no Recôncavo oriundos da 9ª, 10ª, 11ª e 12ª rodadas. Na Bacia Potiguar, são 13 áreas, sendo 12 da 11ª rodada, de 2013, e uma da 7ª rodada, 2005.

Sergipe-Alagoas

Em águas profundas na Bacia de Sergipe, sem licitações desde a 6ª rodada, a ANP indicou blocos no setor SSEAL-AP1, onde a Petrobras já fez as descobertas de Muriú, Farfan, Poço Verde, Barra, Moita Bonita, Papangu e Cumbe, nas concessões BM-SEAL-4, BM-SEAL-10 e BM-SEAL-11. A petroleira planeja um sistema definitivo de produção em 2016, segundo o PN 2014-2018. A região conta com campanhas sísmicas 2D e 3D.

Já em AP2, área ao norte do primeiro setor, há somente dados de levantamentos 2D. Não existem blocos ou campos concedidos.