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Portal do Licenciamento – Projeto BM-C-33

O bloco BM-C-33 está localizado no pré-sal da Bacia de Campos, a cerca de 200 km da costa do estado do Rio de Janeiro, com lâmina d’água variando de 2550 a 2860 m. O bloco foi adquirido na sétima rodada de licitações de blocos realizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em 2005, e as acumulações de hidrocarbonetos foram descobertas pela então operadora Repsol Sinopec Brasil, em 2010.

A Equinor se tornou a operadora em 2016 e detém 35% do bloco. Os parceiros da Equinor são a Repsol Sinopec Brasil (35%) e a Petrobras (30%). No BM-C-33 foram descobertas três acumulações de gás e condensado (óleo leve): Pão de Açúcar (PdA), Seat e Gávea.

O desenvolvimento do bloco compreenderá uma porção offshore e uma porção onshore, considerando o sistema de produção e escoamento, bem como as demais atividades relacionadas à produção de óleo e gás.

O sistema de produção será composto por uma única unidade de produção flutuante de armazenamento e transferência do tipo FPSO (em inglês, Floating Production Storage and Offloading - FPSO), responsável pelo processamento dos hidrocarbonetos produzidos, além de poços marítimos de produção de petróleo e gás, de injeção de gás e água, equipamentos submarinos, e um novo gasoduto com trechos marítimo e terrestre.

Os fluxos dos poços serão enviados para o FPSO, que será instalado com sistema de ancoragem submarina do tipo spread-moored nos limites do bloco BM-C-33. Os líquidos (óleo e condensados) serão tratados no FPSO e o óleo cru será descarregado por navios-tanque aliviadores com posicionamento dinâmico (DP2) e comercializado no mercado internacional após a transferência ship-to-ship (de navio para navio).

O projeto inclui o escoamento de gás natural processado através da instalação de um gasoduto de exportação, que contará com aproximadamente 197 km de trecho marítimo, desde a unidade de produção até sua chegada em terra, com subsequente trecho terrestre de 4,6 km desde a praia até sua chegada na Estação de Recebimento de Gás (ERG) a ser instalada no Terminal de Cabiúnas (TECAB), localizado na cidade de Macaé-RJ.

O gás produzido será tratado e especificado no FPSO, uma inovação no mercado brasileiro, e será escoado pelo gasoduto, já atendendo as especificações de venda, minimizando, assim, as estruturas a serem instaladas onshore. Antes de se conectar à rede de transporte de gás nacional, o gasoduto fará a conexão do sistema de produção marítimo com o Terminal de Cabiúnas (TECAB), e operado pela Petrobras, por meio da Estação de Recebimento de Gás (ERG).

A capacidade de exportação de gás está planejada para 16 Mm3/dia (milhões de metros cúbicos por dia), com volume médio de escoamento estimado em 14 Mm3/dia, o que representa um volume significativo com base na demanda atual do mercado de gás no Brasil. A capacidade diária de processamento de óleo será de 20.000 m3/dia, cerca de 125.000 bbl/dia (barris por dia).

O casco do FPSO, todos os módulos que compõem o sistema de produção e o gasoduto serão novos, construídos para o projeto, e a vida útil do empreendimento é estimada em 30 anos.

No bloco já foram realizadas três descobertas na região do pré-sal: Seat (2010), Gávea (2011) e a grande descoberta de gás e condensado do prospecto Pão de Açúcar (PdA), anunciada em 2012. Um total de sete poços de avaliação já foram perfurados no bloco, no âmbito do Processo 02022.001111/2006-12 (Licença de Operação para Perfuração LO 1199/2013),confirmando um volume total recuperável de hidrocarbonetos estimado em cerca de um bilhão de barris de óleo equivalente. O bloco BM-C-33 contém volumes substanciais de gás, além de petróleo leve, variando de 36-42o graus API.

O sistema de produção (FPSO, poços e demais equipamentos submarinos) e gasoduto marítimo de exportação de gás fazem parte do escopo do projeto marítimo, enquanto o gasoduto terrestre e as instalações de recebimento de gás, incluindo conexão de gasoduto à rede de gás, fazem parte do escopo terrestre do sistema. O limite entre os trechos marítimo e terrestre é definido a partir da válvula de chegada em terra (Landfall Valve Station - LVS) na praia em Cabiúnas, distrito de Macaé (RJ).

Cabos de fibra ótica serão utilizados para a comunicação entre o litoral e a plataforma. Os cabos conectarão o FPSO às instalações de recebimento de gás em terra: um cabo percorrerá o trecho submarino desde o FPSO até a estação da válvula LVS e o outro o trecho terrestre da LSV até a ERG.

Conforme definido no Termo de Referência no âmbito do Processo nº 02001.005697/2021-63, ambos os escopos do projeto, marítimo e terrestre, serão licenciados de forma única por esta COPROD/CGMAC/DILIC/IBAMA, sendo que o presente estudo de impacto ambiental é referente a ambos.

Um diagrama simplificado do projeto BM-C-33 pode ser visto na Figura a seguir:

Um diagrama simplificado do projeto BM-C-33

Mapas

Mapa interativo com localização das estruturas do projeto e outras plataformas nas proximidades.

Mapa - localização do empreendimento
Localização do empreendimento
Mapa - Localização do Campo, FPSO e linhas de produção
Localização do Campo, FPSO e linhas de produção
Mapa - Localização do gasoduto terrestre e a estação de recebimento de gás
Localização do gasoduto terrestre e a estação de recebimento de gás

Licenciamento

  • Contribuição do BM-C-33 para o setor industrial petrolífero
    • Estima-se que a produção de petróleo do sistema de produção do Bloco BM-C-33 seja de aproximadamente 20.000 m3/d, e 14 Mm³/d de gás. Já a produção nacional, segundo o Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural, elaborado pela ANP, de petróleo e gás em novembro de 2021 foi de 450.000 bbl/d (2,852 Mbbl/d de óleo) e 137 Mm³/d de gás (ANP, 2021).
    • Para fins de comparação, será considerado no presente estudo que a produção nacional informada no Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural da ANP será mantida constante. Desta forma, estima-se que a entrada em operação do sistema de produção do Bloco BM-C-33, em sua plena capacidade, acrescente a produção de óleo do Brasil em 4,3% e a de gás natural em 10,3%
  • Características do empreendimento
    • Com o objetivo de ampliar seu portfólio no Brasil, a Equinor irá desenvolver o sistema de produção do bloco BM-C-33, localizado na Bacia de Campos. O empreendimento envolve a perfuração de 11 poços de completação molhada, sendo 6 poços produtores, um poço de injeção de gás, um poço flexível, e 3 poços contingenciais (spare wells).
    • O projeto prevê a instalação de um FPSO para o escoamento e processamento da produção. A unidade possuirá uma capacidade de processamento de 20.000 m3/dia.
    • A produção do sistema será exportada através de navios aliviadores.
    • A água produzida será separada no sistema de processamento de óleo e processada pelo sistema de tratamento da água produzida. Após o tratamento, a água será direcionada para o descarte caso possua as especificações de teor de óleos e graxas (TOG) inferior a 29 mg/L (média mensal), conforme requisitos da CONAMA 393/2007. Caso contrário, a água será enviada para o tanque de fora de especificação e, em seguida será reprocessada até que atinga o teor máximo para descarte ao mar.
    • O gás produzido na unidade será tratado pelo sistema de processamento de gás e, em sua grande maioria, será escoado por um gasoduto de exportação, já atendendo as especificações de venda. O gás também poderá ser utilizado como gás combustível, como suprimento para o sistema de gas lift para auxiliar o escoamento da produção nos risers e, por fim, como gás de injeção.
    • O trecho marítimo do gasoduto de exportação de gás percorrerá desde a unidade de produção até a estação de válvula localizada na praia de Cabiúnas, contando com aproximadamente 197 km de extensão; e o trecho terrestre contará, desde a praia aé a chegada na Estação de Recebimento de Gás (ERG), com 4,6 km de extensão. O gasoduto será conectado a dois risers no FPSO por meio de conexão PLET/PLEM e apresentará diâmetro duplo.
    • Uma vez que o gás transportado estará dentro das especificações do produto para venda direta, nenhuma instalação de processamento de gás em terra será necessária. Esta solução, viável devido à característica seca do gás do BM-C-33, antecipa uma etapa da cadeia de gás e garante robustez técnica, econômica e ambiental ao projeto.
    • O projeto contará com uma Estação de Recebimento de Gás, localizada no Terminal de Cabiúnas (TECAB), que terá como principais funções o controle de pressão e fluxo, recebimento de pig e conexão com a rede nacional de transporte de gás (NTS).
    • O projeto do BM-C-33 está sendo desenvolvido para atender os critérios de segurança determinados pelas Sociedades Classificadoras, e pela Agência Nacional de Petróleo (ANP), além de atender às exigências ambientais determinadas por esta CGPEG/DILIC/IBAMA.
    • O desenvolvimento do projeto levou em consideração cuidados ambientais que visam a manutenção da qualidade ambiental na área de influência do empreendimento, bem como a minimização e mitigação dos impactos ambientais decorrentes das atividades.

Estudos Ambientais

  • Os estudos ambientais estão sendo realizados em conformidade com o Termo de Referência emitido pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA e têm por objetivo determinar a abrangência, os procedimentos e os critérios para a elaboração do Estudo de Impacto Ambiental (EIA) e o respectivo Relatório de Impacto Ambiental (RIMA), instrumentos que subsidiarão o licenciamento ambiental do Sistema de Produção e Escoamento de Óleo e Gás no Bloco BMC-33, na bacia de Campos.
  • Cabe destacar que o TR não contempla as atividades de sísmica e perfuração marítima que serão precedidas de licenciamento ambiental específico junto à CGMAC/DILIC/IBAMA.
  • O EIA identificará os impactos do empreendimento, analisando sua inserção regional, o que embasará, juntamente com os demais fatores e estudos específicos incorporados à análise, a tomada de decisão quanto à viabilidade ambiental do projeto.
  • A avaliação integrada dos impactos ambientais deve considerar os impactos isolados, cumulativos e sinérgicos relacionados especificamente ao empreendimento, bem como considerar efeitos cumulativos e/ou sinérgicos de origem natural e antrópica, principalmente com relação aos eventuais projetos inventariados, propostos, em implantação ou operação nas Áreas de Estudo.

Programas Ambientais

Com base na avaliação dos impactos ambientais, devem ser recomendadas medidas que venham a minimizá-los, eliminá-los, compensá-los ou, no caso de impactos positivos, maximizá-los. Estas medidas devem ser implantadas através de projetos ambientais.

Minimamente, estão previstos os seguintes Planos, Programas e Projetos para o trecho terrestre do gasoduto:

  • Plano Ambiental para a Construção (PAC)
    • Programa de Controle e Prevenção contra Erosão, Assoreamento e Instabilidade de Terrenos;
    • Programa de Monitoramento Hidrossedimentológico, da Qualidade da Água e do Sedimento;
    • Programa de Monitoramento de Ruídos;
    • Programa de Recuperação de áreas Degradadas – PRAD;
    • Programa de Controle de Supressão;
    • Programa de Resgate de Germoplasma;
    • Programa de Monitoramento, Conservação e Resgate da Fauna Silvestre;
    • Programa de Reposição Florestal;
    • Programa de Acompanhamento de Atvidades Minerarias;
    • Programa de Estabelecimento da Faixa de Servidão;
      • Programa de Indenização/desapropriação pelo uso da Faixa de Servidão;
    • Programa de Acompanhamento e Gerenciamento do Uso e Ocupação do Solo;
    • Programa de Avaliação e Salvamento do Patrimônio Arqueológico;
    • Projeto de Comunicação Social;
    • Projeto de Educação Ambiental dos Trabalhadores;
    • Projeto de Educação Ambiental;
    • Projeto de Compensacão da Atividade Pesqueira;
    • Projeto de Monitoramento da Dinâmica Sedimentar para região de chegada do Gasoduto em terra;
    • Projeto de Monitoramento das Cotas de Assentamento e Enterramento do Gasoduto;
    • Programa de Gerenciamento de Resíduos Sólidos;
    • Programa de Gerenciamento de Efluentes;
    • Plano de Ação de Emergência;
    • Programa de Gerenciamento de Risco;
    • Plano de Desativação.

Para o trecho offshore, estão previstos minimamente os seguintes Planos, Programas e Projetos:

  • Projeto de Monitoramento Ambiental da Qualidade da Água e Sedimento Marinho;
  • Projeto de Monitoramento de Impactos de Plataformas e Embarcações sobre a Avifauna (PMAVE);
  • Projeto de Controle da Poluição (PCP);
  • Projeto de Comunicação Social (PCS);
  • Projeto de Educação Ambiental (PEA);
  • Projeto Educação Ambiental dos Trabalhadores (PEAT);
  • Projeto de Monitoramento Sócio-Espacial dos Trabalhadores (PMST);
  • Projeto de Monitoramento do Transporte e Destinação de Insumos e Resíduos (PMIR);
  • Projeto de Monitoramento do Tráfego de Aeronaves (PMTA);
  • Projeto de Monitoramento do Tráfego de Embarcações (PMTE);
  • Projeto de Compensação da Atividade Pesqueira (PCAP);
  • Projeto de Descomissionamento;
  • Projeto de Prevenção e Controle de Espécies Exóticas (PPCEX);
  • Projeto de Caracterização do Tráfego Marítmo;
  • Plano de Gerenciamento de Riscos;
  • Plano de Emergência Individual (PEI);
  • Plano de Proteção à Fauna (PPAF);
  • Plano de Compensação Ambiental.
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