Oferta de Gás no Nordeste-Sul-Sudeste- Centro Oeste - Cogen

Oferta de Gás no
Nordeste-Sul
Sul-Sudeste-
Centro Oeste
Mauro da Silva Sant’Anna
Petrobras / E&P
Gerente de Planejamento da Produção de Gás Natural
São Paulo, 21 de julho de 2005

Perfil das Reservas Provadas da Petrobras no
Brasil
Reservas Provadas em 31/dez/2004 (SPE)
(13,02 bilhões boe)
Óleo + condensado
< 22º API
(pesado)
44%
30%
22 – 31 º API
(intermediário)
9%
6%
85%
15% 11%
Gas > 31 º API (leve
eve)
Gás Associado
Gás Não Associado
Reservas
Provadas
Desenvolvidas
42% 58%
Reservas Provadas
Não Desenvolvidas

Reservas Provadas de Gás Natural no Brasil
(bilhões m3)
REGIÃO
REGIÃO
dez/01
REGIÃO
dez/02
REGIÃO
dez/03
NORTE
NORTE
NORTE 44,6
NORTE
47,9
49,1
NORDESTE
NORDESTE
NORDESTE
49,4
NORDESTE
49,1
47,4
SUL/SUDESTE
SUL/SUDESTE
120,5
SUL/SUDESTE
SUL/SUDESTE
133,8
219,7
dez/04
49,5
48,0
215,6
TOTAL
TOTAL
214,5
TOTAL
TOTAL
230,8
316,2
313,1
RESERVAS TOTAIS
ESTIMADAS
BACIA DE SANTOS
419
(72 PROVADOS EM 2004)
G4073

Evolução da Produção de Gás Natural
no Brasil (mil m 3 /dia)
50,0
ASSOCIADO NÃO ASSOCIADO
45,0
36,4
40,0
32,5 10,9
29,5 9,4 10,4
35,0
6,3 26,9 7,8
30,0
25,2
21,17,8
22,2
7,0
25,0
17,3 18,1 19,1 20,3 8,0
20,0
7,5
4,0 5,3 6,1
15,0
30,1 30,4 33,3 32,8 34,9
25,5
10,0
16,3 15,8 16,1 17,7 18,9
21,7
5,0
0,0
8,4 % ao ano
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
G4073

Movimentação de Gás no Brasil – 2004
Queima:
3.820 mil m 3 /dia
Obs.: Volumes movimentados
(sem correção de poder
calorífico)
Consumo Interno
Mercado:
35.213 mil m 3 /dia
6.117 mil m 3 /dia
Injeção:
9.913 mil
m 3 /dia
Produção
Liquefeito E&P
1.479 mil m 3 /dia Importação:
19.502 mil m 3 /dia
45.793 mil m 3 /dia:
- 34.890 mil m 3 /dia Gás Associado (76%)
- 10.903 mil m 3 /dia Gás Não-associado
(24%)
Refino / Fertilizantes:
Consumo: 7.365 mil m 3 /dia
Liquefeito: 1.328 mil m 3 /dia
Consumo Interno Petrobras
de 30 MM m3/d:
• 3,8 queima
• 9,9 injetados (Amazonas)
• 16,4 efetivamente
utilizados (E&P, Refinarias,
Fábricas de Fertilizantes e na produção
de GLP e gasolina natural)

Utilização de Gás Natural no Brasil - 2004
PERDA
6%
REINJEÇÃO
15%
VENDA
54%
CONSUMO
Petrobras
21%
LIQUEFEITO
4%
PRODUÇÃO 45.793 mil m 3 /d
IMPORTADO 19.502 mil m 3 /d
TOTAL 65.295 mil m 3 /d
Obs.: Volumes movimentados
(sem correção de poder
calorífico)
G4073

Região Sul-
Sudeste
VENDAS
69%
Utilização de Gás Natural no Brasil por Região -
2004
QUEIMA
7%
REINJEÇÂO
1%
Produção = 20.556 mil m 3 /d
Importado = 19.502 mil m 3 /d
REINJEÇÃO
81%
LIQUEFEITO
2%
CONSUMO PB
21%
QUEIMA
2% REINJEÇÃO
9%
VENDAS
55%
CONSUMO PB
28%
Região Norte
QUEIMA
6%
CONSUMO PB
7%
LIQUEFEITO
6%
Produção = 9.893 mil m 3 /d
Região Nordeste
LIQUEFEITO
6%
Produção = 15.327 mil m 3 /d
Obs.: Volumes movimentados
(sem correção de poder calorífico)
G4073

Mil m3/d
Aproveitamento do Gás na Bacia de
Campos
Evolução do Aproveitamento de Gás na Bacia de Campos
Resultado do do Plano Plano de de Otimização do do
Aproveitamento 25
de de Gás Gás da da Bacia Bacia de de Campos
(POAG)
20
18,5 18,1 17,8
15,6 15,7
15
10
10,4 9,5
66%
13,4
14,6
15,3
60% 72% 81% 86%
20,6
22,3
16,2 18,5
79%
83%
21,7
19,5
90%
-
5
5,2
6,2
5,2
3,5
2,5
4,4
2000 2001 2002 2003 2004 2005
(realizado
Aumento
Aumento
de
de
Queima
Queima
em
em
2005
2005
devido
devido
à
à
entrada
entrada
da
da
P-43
P-43
e
e
P-48
P-48 até junho)
(pré-operação
(pré-operação
dos
dos
sistemas
sistemas
de
de
tratamento/
tratamento/
compressão
compressão
de
de
gás).
gás).
As
As
duas
duas
plataformas
plataformas
têm
têm
capacidade
capacidade
Queima de para
para
Gás 300
300
(mil mil
mil
m3/d) bpd
bpd
de
de
Gás Utilizado
óleo
óleo
e
e
3
3
MM
MM
m3/d
m3/d
de
de
gás),
gás),
3,8
2005
(projeção)
2,2
2006
(previsão)

Plano de Otimização do Aproveitamneto de Gás
na Bacia de Campos (POAG)
Resultado da implementação de 93 ações em 24
plataformas, contemplando um investimento de
aproximadamente US$ 200 milhões
Ativo Plataforma Ganho (mil m3/dia)
P-22 72
NORDESTE PPG-1 43
SUL
CENTRO
NORTE
MARLIM
PGP-1 50
P-07 48
P-12 18
PPM-1 13
PCE-1 79
ESPADARTE 175
P-08 245
P-09 46
PCH-1 18
PCH-2 108
PNA-1 249
PNA-2 199
P-18 46
P-19 240
P-20 254
P-26 400
P-27 75
P-33 40
P-35 330
P-37 336
P-25 195
ALBACORA
P-31 930
TOTAL
4.209

Ações já concluídas
91 ações já concluídas, com destaque
CAMPO para: PLATAFORMA OBRA GANHO (mil m3/dia)
- melhorias para aumento da confiabilidade dos turbocompressores;
ALBACORA P-31 - reparo no riser do gasoduto;
930
- aproveitamento do gás em baixa pressão;
- instalação de novo turbo-compressor.
- melhorias para aumento da confiabilidade dos turbocompressores
e moto-compressores;
195
ALBACORA P-25
- otimização da planta de processo.
MARLIM P-37 - instalação do gasoduto P-37 x P-40. 336
- instalação de turbo-compressor;
- instalação de compressores de baixa pressão;
- melhorias no sistema de controle dos dois
MARLIM P-20 254
compressores já instalados;
- substituição de bombas no sistema de resfriamento da
captação de gás.
- repotenciamento dos três turbo-compressores;
- aquisição de turbinas stand-by ;
MARLIM P-19 240
- melhorias nos turbo-compressores existentes (sistema
de selagem e refrigeração);
NAMORADO PNA-1 - repotenciamento de um turbo-compressor. 249
- repotenciamento de três turbo-compressores;
- melhorias para aumento da confiabilidade dos turbocompressores
(instalação de novo sistema de
245
MARIMBÁ P-08
movimentação de carga e controle do sistema de
compressão).
ESPADARTE ESPF - instalação do gasoduto Espadarte x P-15. 175
CHERNE PCH-2 - repotenciamento de dois turbo-compressores. 108

Ações a concluir
Duas ações a concluir:
CAMPO PLATAFORMA OBRA GANHO (mil m3/dia)
MARLIM P-35 - repotenciamento de três turbo-compressores. 330
- repotenciamento de dois turbo-compressores;
MARLIM P-26 - manutenção para retorno à carga nominal do terceiro
400
turbo-compressor.
P-35: conclusão prevista para agosto/05
P-26: conclusão prevista para setembro/06

Injeção de Gás para Armazenamento na
Bacia de Campos
Além do POAG, foram investidos US$ 98
milhões para injeção de gás na Bacia de
Campos, de forma a evitar queimar gás em
manutenções no Terminal de Cabiúnas, ou em
caso de reduções pontuais no mercado.
CAMPO PLATAFORMA CAPACIDADE (mil m3/dia)
LINGUADO P-12 1.500
NORDESTE DE
NAMORADO
PNA-1 900

Perfil de Vendas no Brasil (mil m 3 /d)
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
SSE - 26% ao ano
15.000
10.000
5.000
NE - 16% ao ano
-
2005
(até maio)
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Região Nordeste 2.360 2.620 2.826 3.245 3.731 4.787 5.123 5.575 6.442 7.999 7.779
Região Sul/Sudeste 6.027 6.948 7.620 7.594 8.614 11.020 15.190 18.848 22.007 27.256 28.212
Total 8.387 9.568 10.446 10.839 12.345 15.807 20.313 24.423 28.449 35.255 35.991
(2)
Obs.: Volumes entregues (sem correção de poder calorífico)
G4073

Vendas de Gás em 2004
mil m 3 /dia
* Importado 19.502
da Bolívia
para vendas
e consumo PB
CEARÁ
1.307
R.G.NORTE
305
PARAÍBA
254
PERNAMBUCO 1.427
ALAGOAS
396
SERGIPE
198
BAHIA
3.943
ESPÍRITO SANTO 1.119
RIO DE JANEIRO 8.715
MINAS GERAIS 1.984
SÃO PAULO
10.750*
MATO GROSSO SUL 1.785*
PARANÁ
599*
SANTA CATARINA 1.063*
R.G. SUL 1.368*
22%
2003
78%
Fonte: PETROBRAS / UN-GN
TOTAL 35.213*
28.449
G4073

Malha atual de Gasodutos no Brasil: quatro
regiões isoladas
GUAMARÉ/PECÉM
202 Km, 12 pol
175 km, 10 pol
NORDESTE
422 Km, 12 pol
URUCU - COARI
280 Km, 18 pol
Manaus
Belém
PILAR/CABO
194 Km, 12 pol
SERGIPE/BAHIA
230 Km, 14 pol
Natal
Recife
FURADO/ATALAIA
140 Km, 10 pol
31 Km, 12 pol
51 Km, 14 pol
REDUC/BELO HORIZONTE
356 Km, 16 pol
BRASIL/BOLÍVIA
2589 Km
SANTOS/SÃO PAULO
42 Km, 12 pol
LAGOA PARDA/VITÓRIA
93 Km, 8 pol
Salvador
Rio de Janeiro
São Paulo
CABIÚNAS/REDUC
178 Km, 16 pol
120 Km, 20 pol
CABIÚNAS/CAMPOS
85 Km, 6 pol
CABIÚNAS/ARRAIAL DO CABO
95 Km, 8 pol
REDUC/VOLTA REDONDA
100 Km, 18 pol
Porto Alegre
VOLTA REDONDA/SÃOPAULO
325 Km, 22 pol

Ampliação e Integração das Malhas
Sudeste-Nordeste
Belém
Projeto Malhas Nordeste
Manaus
Natal
Recife
Salvador
Projeto Malhas Sudeste
Rio de Janeiro
São Paulo
GASENE
Porto Alegre

Mercado de Gás Natural no Brasil
(milhões m3/d @ 9.400 kcal/m3)
Dados do Planejamento Estratégico 2004
(revisão para o período 2005/2010 será divulgada ao mercado em breve)
77,6
35,2
7,2
Crescimento
de 13,6% a.a.
13,8
36,7
47,6 47,6 milhões m 3 3 /dia /dia
oriundos, em em 2010, 2010,
de de produção
nacional
20,3
7,7
27,1
Consumo 2004 Estimativa 2010
Termelétrica Industrial Outros usos
Obs: não inclui consumo interno da Petrobras

Principais Projetos de E&P
Região Nordeste

Oferta de Gás Natural – Região Nordeste
(milhões m3/d)
16
14
12
10
8
6
4
2
0
15,0
10,9
11,0
2004 2007 2010

Principais projetos em andamento na área de
produção
Nordeste
– Iniciou operação em 2003 a UPGN-Pilar, com
capacidade de 2 milhões m 3 /d;
– Entrou em operação, em março/2005, a terceira
UPGN na Bahia (Catu), com capacidade de 2,5
milhões m 3 /d;
– Instalação da terceira UPGN em Guamaré/RN, no 3o
Trimestre/2005, com capacidade para 1,5 milhão
m 3 /d, elevando o processamento no Pólo Guamaré
para 6,5 milhões m 3 /d;
– Implantação de vários projetos de gás offshore no
Rio Grande do Norte;
– Implantação do Projeto Manati na Bahia, com
capacidade de produção de 6 milhões m 3 /d, através
de 7 poços, em 2006;

• MANATI:
Oferta de Gás Natural da Região Nordeste
Projeto Manati
• Parceria PETROBRAS (35%) e
Queiroz Galvão – Petroserv S.A.
(65%). Petroserv está negociando
sua participação com outro
Consórcio
• Vazão inicial: 6.000 mil m 3 /dia;
• LDA = 40 metros, dist. costa = 10
km
• 7 poços, 1 plataforma Caisson;
65 km
• 125 km duto (24“), sendo 57 km
mar e 68 km terra. Capacidade do
duto = 9.000 mil m3/d;
• 1 Estação de Tratamento do Gás
(ESF), com capacidade de 6.000
mil m3/d de gás;
• Investimento na ordem de US$
400 milhões.
• Início de operação: abril /2006;
10 km

Plataforma PMNT-1

Localização Regional
MANATI
BR
BR+Outras
Outras

Situação do Projeto (julho/05)
Gasoduto Terrestre
• Obras iniciadas em
novembro/2004 (GDK), com cerca
de 30% concluído
Gasoduto Marítimo
• Balsa já disponibilizada (BGL)
• Obras de lançamento
iniciando-se em juho/05
Plataforma/ Estação S.Francisco
•Plataforma em construção pela
Queiroz Galvão, 10% das obras
concluídas (contrato assinado em
janeiro/05)
•Perfurações dos 7poços a iniciar
em agosto/2005. Sondas já
contratadas (PA-29, P-03)
•Estação S.Francisco com 20%
das obras concluídas (GDK).

Oferta de Gás Natural da Região Nordeste
Campo de Sardinha
60 km ao sul de Manati (área do BAS-97)
Gás e Óleo
40% Petrobras, 40% El Paso (operador),
20% Ipiranga
Estimados em torno de 900 mil m3/d de gás
natural por 9 anos
Plano de Desenvolvimento em Análise na
ANP
A estratégia é produzir para Manati.

Principais Projetos de E&P
Espírito Santo

Oferta de Gás Natural – Espírito Santo
(milhões m3/d)
10
8
6
4
10,0 10,0
2
0
1,2
2004 2008 2010

Principais Projetos de Gás do E&P
Cacimbas
Peroá / Cangoá
PEROÁ-CANGOÁ:
ü Sistema de produção para 3.500
mil m 3 /dia;
ü Gasoduto Cacimbas-Vitória: 130
km (26”);
ü Investimento: US$ 278 milhões;
ü Início de operação: agosto/2005;
ü Ampliação de 4.500 mil m 3 /dia, a
partir de setembro/2007;
Porto Ubu
Golfinho
GOLFINHO:
ü Óleo leve, com gás associado;
ü Vazão inicial: 3.000 mil m 3 /dia;
ü Primeiro Gás: : Jul/2006;
ü Primeiro Óleo: mai/2006;
PARQUE DAS BALEIAS:
ü Óleo pesado, com gás associado;
ü Capacidade de 2.500 mil
m3/dia;
ü Início de operação: : 2010;

Desenvolvimento de Peroá e Cangoá (gás ES)
PROJETO INTEGRADO
CACIMBAS - VITÓRIA
•Diâmetro-Extensão
26 pol- 112 km
16 pol - 15 km
• Origem: Unidade Trat. Gás
de Cacimbas (UTGC), 23 km
ao norte de Lagoa Parda
• Extremidade final
interligada com o duto
Lagoa Parda – Vitória, na
altura da Cia. Vale do Rio
Doce.
•Entrada prevista para o
primeiro trimestre de 2006

Principais Projetos de E&P
Bacia de Campos e Merluza

Oferta de Gás Natural – Bacia de Campos e
Merluza (milhões m3/d)
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
12,3
17,0
2004 2010

Principais projetos em andamento na
área de produção
Bacia de Campos
– Ampliação da capacidade de processamento do
Pólo Cabiúnas;
– Aumento da disponibilidade de gás decorrente da
implantação dos projetos de desenvolvimento da
produção dos campos de Barracuda, Caratinga,
Albacora Leste e Marlim Leste, e de novos
módulos dos campos de Roncador e Marlim Sul.

Principais Projetos para Gás Natural na
Bacia de Campos (gás associado)
UNIDADE
PRINCIPAIS PROJETOS DE
OFERTA DE GÁS NATURAL
DATA DO
PRIMEIRO GÁS
PICO DE OFERTA
(Média Anual - mil m3/d)
P-50 ALBACORA LESTE dez/05 1480 (2007)
BACIA DE CAMPOS
P-52 RONCADOR MÓDULO
1A
P-54 RONCADOR MÓDULO
2
P-51 MARLIM SUL MÓDULO
2
set/07 4200 (2010)
set/07 740 (2010)
nov/08 1750 (2010)
P-53 MARLIM LESTE fev/09 2100 (2010)
Relação completa dos principais projetos de E&P no anexo

Principais Projetos de E&P
Bacia de Santos

Oferta de Gás Natural – Bacia de Santos
(exceto Merluza) - milhões m3/d
30
25
20
15
10
5
0
10-15 MM m3/d
12,0
20-30 MM m3/d
25,0
2004 2009 2015
Reserva total estimada = 14,8 TCF = 419 bilhões m3
A Bacia de Santos ainda está em avaliação exploratória
Portanto, há uma considerável margem de risco nas atuais
estimativas

• BS-400:
• Mexilhão: comercialidade
declarada;
• Projeto Conceitual aprovado em
abril/05
• Plano de Desenvolvimento:
Julho/2004 (aprovado pela ANP);
• Início previsto de operação:
Julho/2008;
• Infraestrutura para 15.000 mil
m 3 /dia;
• Estimados 16 mil bpd de C5+ e
condensado e 600 ton/d de GLP;
• Planta de processamento do gás
• BS-500:
em Caraguatatuba
• Início previsto de operação: 2011
• Infraestrutura prevista no mínimo
para 15.000 mil m 3 /dia;
• Perspectivas: RJS-587 e RJS-
566
• Planta de Processamento do Gás
em Cabiúnas ou em Sepetiba
Oferta de Gás Natural da Bacia de Santos
Caraguatatuba
Ubatuba
Mexilhão
Cabiúnas

Bloco BS-400
– Mapa de Localização
CABIÚNAS
GUARAREMACARAGUATATUBA
WINT-1
BS-400
BS-500
MEXILHÃO
CEDRO

Bloco BS-500
– Mapa de Localização
CABIÚNAS
GUARAREMA
CARAGUATATUBA
BS-500
BS-400
Áreas Analisadas
- Área do poço RJS-587
- Área do poço EXTN RJS-566

Bloco BS-1 – Mapa de Localização
CABIÚNAS
GUARAREMA
CARAGUATATUBA
BS-1
BS-400
BS-500
CAMPO DE LAGOSTA (área(
do ELPS-14)
-declarada comercialidade, , com
reserva de 5,2 bi m3 de gás e 1,1
MM m3 de condensado
-expectativa de 500 mil m3/d por 10
anos
-escoamento utilizará o gasoduto
de Merluza

Desenvolvimento das Reservas de Gás da
Bacia de Santos
A fase de avaliação das reservas da Bacia de Santos
deve se estender até 2006
Os estudos para determinação dos custos de
desenvolvimento das reservas da Bacia de Santos
ainda estão em andamento
– Bloco BS-400: poços profundos (4500-4800 m), com lâmina
d’água entre 400 e 500 m
– Bloco BS-500: poços profundos (~ 5.000 m), com lâmina d’água
em torno de 1.500 m

Potencial de Novas Descobertas de Gás (2005-2010)
2010)
Norte: Norte:
Belém
Nordeste: Nordeste:
Manaus
Natal
Recife
Salvador
Rio de Janeiro
São Paulo
Sul-Sudeste:
Sul-Sudeste:
Porto Alegre
G4073
Fonte: PETROBRAS / E&P

Malha de Transporte

Malha de Transporte – Postergações no
Nordeste para Reanálise
Projeto
Malhas
Nordeste (em
vermelho)
Projeto
Malhas
Sudeste (em
vermelho)
Configuração de julho/04. Pequenas
mudanças no traçado serão
divulgadas em breve
Projeto
Gasene (em
vermelho)
BS- 500
Cacimbas-Vitória
26” x 112 km
Cacimbas-Catu
28” x 880 km
ES
RJ
Campos dos Goytacazes
Cabiúnas
Cacimbas
BA
ES
Ecomp 02
Vitória - Cariacica
Ecomp 01
Anchieta
Ecomp 08
Ecomp 06
Itabuna
Eunápolis
Ecomp 04
Mucuri
Ecomp 05
Ecomp 03
Ecomp 07
Catu
Cabiúnas-Vitória (GASCAV)
28” x 287 km
Dutos em reanálise
(grande elevação nos investimentos previstos)
Campinas-Rio – março/2006
Cabiúnas-Vitória – setembro/2006
Catu-Pilar – dezembro/2006

Conclusões
O E&P está empreendendo esforços sistemáticos para
aumento da oferta de gás no Brasil;
Nos projetos já implantados:
– A possibilidade de redução do consumo interno de gás no
E&P não é expressiva;
– A queima de gás, mais significativa na Bacia de Campos,
sofreu considerável redução nos últimos 4 anos, mesmo
com aumento da produção, graças ao sucesso do Plano de
Otimização da Oferta de Gás na Bacia de Campos;
Nos novos projetos:
– As perspectivas de maiores ofertas de gás estão no Espírito
Santo, Bacia de Campos e, principalmente, Bacia de
Santos;
– A Bacia de Santos ainda está em avaliação exploratória.
Entretanto, as condições de reservatório, poços profundos e
desafios tecnológicos não permitem divisar um cenário de
custos baixos de desenvolvimento;

Conclusões
As atuais perspectivas de oferta e demanda de gás
no Nordeste apontam para necessidade de
suprimento de gás a partir de outras regiões;
O aumento expressivo nos custos de investimento
dos Projetos Malhas e Gasene, em relação ao que
foi aprovado em 2004, levou a uma reanálise do
trecho norte do Gasene (Cacimbas-Catu), e dos
gasodutos Nordestão-II e Gasfor-II (Nordeste);
O trecho sul do Gasene (Cacimbas-Vitória) está
previsto para operar em setembro/2006. O principal
duto do Projeto Malhas Sudeste (Campinas-Rio)
está com operação prevista para março/2006. O
gasoduto Catu-Pilar, que integra a malha Nordeste,
está previsto para dezembro/2006;
O esforço exploratório está alinhado com a
necessidade de atendimento à demanda de gás no
Brasil.

Anexo
Principais projetos de E&P no Brasil

Principais Projetos Iniciando a Produção
em 2005
Projeto Localização Capacidade Início
P- 48 (FPSO) Caratinga – Bacia de Campos 150 M bpd fev
UPGN III - Catu Bahia 2,5 MM m3/d gás mar
Terminal Norte-Capixaba Espírito Santo Armazenamento de 535 M barris jun
Planta de Guamaré Rio Grande do Norte 3.800 bpd de diesel e 1.500 bpd de QAV jun
Gás Natural em Terra Bahia – Bacia de Tucano Sul 500 M m3/d gás jul
P- 47 (FPSO - Tratamento) Marlim – Bacia de Campos 150 M bpd ago
Peroá-Cangoá – Fase I Bacia do Espírito Santo 2,5 MM m3/d gás ago
Piloto de Golfinho Bacia do Espírito Santo 23 M bpd – óleo leve ago
P- 50 (FPSO) Albacora Leste – Bacia de Campos 180 M bpd set
UPGN III - Guamaré Rio Grande do Norte 1,5 MM m3/d gás out

Principais Projetos de Produção
2006-2008
2008
Projeto Bacia Sistema Capacidade Início
P- 34 - Fase I (Jubarte) Campos FPSO 60 M bpd 2006
Manati Camamu-Almada Plataforma Fixa 6 MM m3/d 2006
Golfinho I Espírito Santo FPSO 100 M bpd 2006
Piranema Sergipe-Alagoas SSP 20 M bpd 2006
Golfinho II Espírito Santo FPSO 100 M bpd 2007
RJS-409 (Espadarte) Campos FPSO 100 M bpd 2007
P- 52 (Roncador) Campos SS 180 M bpd 2007
P- 54 (Roncador) Campos FPSO 180 M bpd 2007
PRA-1 Campos Plataforma Fixa 820 M bpd 2007
Peroá-Cangoá Phase II Espírito Santo Plataforma Fixa 5.5 MM m3/d 2007
P- 51 (Marlim Sul) Campos SS 180 M bpd 2008
P- 53 (Marlim Leste) Campos FPU 180 M bpd 2008
ESS-138 (gás natural) Espírito Santo Golfinho II 2 MM m3/d 2008
Mexilhão (gás natural) Santos Plataforma Fixa 15 MM m3/d 2008

Principais Projetos Futuros de
Produção
Projetos Iniciando a Produção a Partir de 2008
Projeto
Bacia
Frade*
BC-20 (RJS 609)
Campos
Campos
Albacora Complementar
Campos
P-55 - Roncador (Módulo 3) Campos
P-57 - Jubarte (Fase 2) Campos
BS-500 (gás natural e óleo leve)
Santos
P-56 - Marlim Sul (Módulo 3) Campos
Roncador (Módulo 4)
Campos
Marlim Sul (Módulo 4)
Campos
Cachalote / Baleia Franca / Baleia Anã
Campos
Baleia Azul / outras descobertas no bloco BC-60 Campos
* Operado pela ChevronTexaco