Petrobras aprova investimento no SEAP I e avança em projeto de R$ 60 bi

Decisão completa estrutura do Sergipe Águas Profundas, com duas plataformas e início de produção a partir de 2030

A Petrobras aprovou a decisão final de investimento do módulo SEAP I, na Bacia Sergipe-Alagoas, consolidando o avanço do projeto Sergipe Águas Profundas (SEAP), considerado uma nova frente de produção de óleo e gás no país. A deliberação foi validada pelo conselho de administração da companhia e ocorre após a aprovação do módulo SEAP II, em dezembro de 2025.

Com a definição, o empreendimento passa a ter sua estrutura completa de desenvolvimento, com investimentos totais superiores a R$ 60 bilhões. A expectativa é de produção superior a 1 bilhão de barris de óleo equivalente ao longo da vida útil dos projetos, ampliando a oferta nacional de petróleo e gás natural.

O SEAP prevê a instalação de duas unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (FPSOs), que juntas terão capacidade de produzir até 240 mil barris de petróleo por dia e processar cerca de 22 milhões de metros cúbicos de gás natural diariamente. As plataformas, identificadas como P-81 e P-87, serão utilizadas nos módulos SEAP I e SEAP II, respectivamente.

Segundo a companhia, a viabilização econômica dos projetos esteve associada a ajustes na modelagem e à revisão de condições contratuais junto ao mercado fornecedor. Essas mudanças permitiram a negociação conjunta das duas unidades, com ganhos de escala e captura de sinergias entre os módulos, o que contribuiu para a evolução da carteira de investimentos.

A construção das plataformas ficará a cargo da SBM Offshore, dentro do modelo de contratação do tipo BOT (Build, Operate and Transfer). Nesse formato, a empresa contratada é responsável pelo projeto, construção e operação das unidades por um período determinado, com posterior transferência à Petrobras.

A assinatura dos contratos está prevista para maio de 2026, condicionada à conclusão das etapas de governança e às aprovações junto aos parceiros dos consórcios. A partir daí, os projetos entram na fase de execução.

O cronograma indica início da produção a partir de 2030, com exportação de gás natural prevista para 2031. A entrada em operação do SEAP II está prevista para 2030, enquanto o SEAP I deve iniciar produção em etapa posterior.

Além das unidades de produção, o projeto inclui a perfuração e interligação de 32 poços e a implantação de um gasoduto de aproximadamente 134 quilômetros, sendo a maior parte em trecho marítimo. A infraestrutura tem como objetivo viabilizar o escoamento da produção e ampliar a oferta de gás natural, com impacto mais direto na região Nordeste.

Unidades

No caso do SEAP I, o desenvolvimento abrange jazidas de óleo leve nos campos de Agulhinha, Agulhinha Oeste e Palombeta, localizados nas concessões BM-SEAL-10 e BM-SEAL-11. A Petrobras atua como operadora dessas áreas, com participação integral na BM-SEAL-10 e em parceria com a IBV Brasil Petróleo na BM-SEAL-11.

Já o SEAP II envolve jazidas nos campos de Budião, Budião Noroeste e Palombeta, situados a cerca de 80 quilômetros da costa, nas concessões BM-SEAL-4, BM-SEAL-4A e BM-SEAL-10. Nessas áreas, a Petrobras também é operadora, com participação de 75% na BM-SEAL-4, em parceria com a ONGC Campos, além de participação integral nas demais concessões.

Cada uma das unidades terá capacidade individual de produção de até 120 mil barris de petróleo por dia. No caso do SEAP I, a capacidade de processamento de gás será de cerca de 10 milhões de metros cúbicos diários, enquanto o SEAP II terá capacidade de aproximadamente 12 milhões de metros cúbicos por dia.