Ir direto para menu de acessibilidade.
Início do conteúdo da página

Áreas oferecidas

Publicado: Quarta, 18 de Outubro de 2017, 19h43 | Última atualização em Segunda, 18 de Dezembro de 2017, 10h07

O CNPE autorizou a ANP, por meio da Resolução nº 01/2015, publicada no Diário Oficial da União em 09.06.2015, 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 será 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 tem por objeto a outorga de contratos de concessão para exercício das atividades de reabilitação e produção de petróleo e gás natural em 10 áreas inativas com acumulações marginais, quais sejam: Alto Alegre, Barra Bonita, Bela Vista, Fazenda Gameleira, Iraí, Lagoa do Doutor, Miranga Leste, Paramirim do Vencimento, Riacho Sesmaria e São João. Estas áreas encontram-se distribuídas em 6 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. 

Mapa local
Resumo completo em PDF

  

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 3 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. 

Mapa local
Resumo completo em PDF

  

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, 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 6 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 a 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. 

Mapa local
Resumo completo em PDF

  

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. 

Mapa local
Resumo completo em PDF

  

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 3 pioneiros, 5 de extensão, 4 pioneiros adjacentes e 6 de desenvolvimento. 

Mapa local
Resumo completo em PDF

  

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, 8 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. 

Mapa local
Resumo completo em PDF

  

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. 

Mapa local
Resumo completo em PDF

  

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 10 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.

Mapa local
Resumo completo em PDF

  

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. 

Mapa local
Resumo completo em PDF

  

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. 

Mapa local
Resumo completo em PDF

  

Shapefile das Áreas

Áreas.shp

Os blocos e campos sob concessão, assim como outras feições sobre dados disponíveis, tais como poços, levantamentos sísmicos 2D e 3D entre outros, em formato "shapefile", podem ser recuperados acessando o BDEP WEB MAPS por meio do link http://www.bdep.gov.br/.

Fim do conteúdo da página
>