A Etapa 2 consiste na realização de um conjunto de projetos que possibilitam a produção e o escoamento de petróleo e gás natural na região do pré-sal da Bacia de Santos. Nele, estão incluídos sete Sistemas de Produção Antecipada (SPAs), 12 sistemas de Desenvolvimento da Produção (DPs) e 15 trechos de gasodutos marítimos. Os empreendimentos da Etapa 2 são realizados a cerca de 200 quilômetros da costa e em profundidades de 2 mil metros.
Os SPAs são testes que duraram em média 6 meses e tiveram como objetivo avaliar a capacidade e o comportamento dos reservatórios de petróleo e gás. Os dados obtidos são utilizados no planejamento dos sistemas de Desenvolvimento da Produção, que têm duração de aproximadamente 25 anos.
Os 12 projetos de Desenvolvimento da Produção da Etapa 2 ficam localizados nos campos de Sapinhoá, Tupi, Búzios e Berbigão-Sururu.
O primeiro projeto definitivo de produção da Etapa 2 iniciou sua operação em novembro de 2014 por meio do FPSO Cidade de Ilhabela, instalado no campo de Sapinhoá. Em julho de 2015, foi iniciada a produção do FPSO Cidade de Itaguaí, na área de Iracema Norte, no campo de Tupi. Em 2016, duas novas unidades entraram em operação: em fevereiro, o FPSO Cidade de Maricá, na área de Tupi Alto (campo de Tupi); e em julho, o FPSO Cidade de Saquarema, em Tupi Central. Em maio de 2017, a Petrobras e seus parceiros do Consórcio BM-S-11 iniciaram a produção de petróleo e gás natural na área de Tupi Sul, por meio da P-66, primeiro FPSO próprio do consórcio e a sétima unidade do campo de Tupi. Em abril de 2018, entrou em produção a P-74, a primeira no campo de Búzios e, em outubro do mesmo ano, a P-69, oitava unidade do campo de Tupi. No mês seguinte, foi a vez da P-75 entrar em produção no campo de Búzios. Em fevereiro de 2019, entraram em produção a P-67 – nona unidade do campo de Tupi – e a P-76, terceira unidade no campo de Búzios e, no mês seguinte, entrou em produção a P-77, quarta unidade no campo de Búzios. Em novembro de 2019, o último projeto definitivo da Etapa 2 (o décimo segundo Sistema de Produção) iniciou sua operação por meio da P-68, escoando a produção dos campos de Berbigão e Sururu.
O óleo produzido é transportado por meio de navios-aliviadores para terminais brasileiros ou para fora do Brasil, devido à exportação.
O gás natural produzido nas plataformas vem sendo utilizado na geração de energia a bordo, exportado para terra através dos gasodutos Rota 1 e Rota 2, e parte é reinjetada nos reservatórios (subsolo). O gasoduto Rota 1 é direcionado para a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), em Caraguatatuba (SP) e o gasoduto Rota 2 para o Terminal Cabiúnas (Tecab), em Macaé (RJ). Ressalta-se que consta no planejamento da Etapa 2, uma terceira alternativa de escoamento do gás – a Rota 3 – a qual encontra-se em obras e tem como destino final a Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), em Itaboraí (RJ).
Os pareceres técnicos relacionados ao licenciamento deste empreendimento podem ser acessados no site do Ibama. Para ver como encontrá-los, consulte a aba de Licenciamento.
Conheça abaixo as licenças ambientais para este empreendimento.
