I - Introdução

Em 12/02/2026, o Ibama emitiu o Ofício nº 45/2026/Coexp/CGMac/Dilic (SEI nº 26260275) que encaminha o Parecer Técnico nº 237/2025-Coexp/CGMac/Dilic (SEI nº 25691305), o qual trata dos questionamentos e apontamentos feitos pela Petrobras na Carta SMS/LMA/LIE&P DPBR-2025-72949 (SEI 25108349) de 21/10/2025, acerca das condicionantes da Licença de Operação n° 1684/2025 para a Atividade de Perfuração Marítima no Bloco FZA-M-59 (SEI 25058395).

Em 31/03/2026, a Petrobras, por meio da Carta SMS/LMA/LIE&P DPBR-2026-16381 (SEI nº 26778244) solicitou anuência para perfuração dos 03 poços contingentes e execução das operações de abandono dos quatro poços previstos no bloco FZA M-59 (incluindo o poço Morpho), em atendimento ao Parecer Técnico nº 237/2025 COEXP/CGMAC/DILIC e à condicionante 2.21 da LO.

Em 06/04/2026, a Petrobras por meio da Carta SMS/LMA/LIE&P DPBR-2026-24192 (SEI nº 26834146) encaminhou o documento de atendimento ao Parecer Técnico nº 237/2025-Coexp/CGMac/Dilic (SEI nº 25691305).

Em 28/04/2026, a Petrobras protocolou a Carta SMS/LMA/LIE&P DPBR-2026-29374 (SEI nº 27079936) e Anexo SEI nº 27079937, contendo a revisão do Plano de Proteção à Fauna (PPAF), em atendimento ao Parecer Técnico nº 88/2026- Coexp/CGMac/Dilic.

O presente parecer técnico procederá a análise dos documentos encaminhados por meio das Cartas SMS/LMA/LIE&P DPBR-2026-16381 (SEI nº 26778244), SMS/LMA/LIE&P DPBR-2026-24192 (SEI nº 26834146) e SMS/LMA/LIE&P DPBR-2026-29374 (SEI nº 27079936).

II – Análise

Carta SMS/LMA/LIE&P DPBR-2026-16381 (SEI nº 26778244) e Anexo SEI nº 26778245.

A Petrobras solicita anuência para perfuração de três “poços contingentes”, operações de abandono dos quatro poços previstos no bloco FZA M-59 (incluindo o poço Morpho), e execução de testes de formação, a depender dos resultados dos poços previstos.

A análise seguirá a itemização do documento e somente serão apresentados os itens que necessitam de observações ou esclarecimentos.

2. POÇOS CONTINGENTES NO BLOCO FZA-M-59

2.1 Descrição geral da atividade

A operadora solicita autorização para perfuração de três poços denominados Manga, PAD Morpho e Crotalus, sem ainda classificação da ANP, conforme Quadro transcrito abaixo, e previsão do início das atividades em out/2026, abril/2027 e set/2027, respectivamente.

                                                                                                          Quadro 1 - Localização dos Poço

2.2 Descrição detalhada dos poços contingentes

Não foram apresentados os projetos dos chamados “poços contingentes”, apenas os “esquemas de perfuração”, que informam os diâmetros dos poços e revestimentos, as profundidades das fases e de assentamento das sapatas. Em todos os esquemas, não há previsão de inclinações, o que leva à interpretação de que os poços terão perfis verticais. As profundidades máximas indicadas, em relação ao nível do mar, para os poços Manga, PAD Morpho e Crotalus foram 7000, 7231 e 6381 metros, respectivamente. No esquema do poço PAD-Morpho é possível observar que o poço ultrapassa a Formação Limoeiro alcançando a Formação “Cassiporé”. 

A Petrobras declara que seguirá os mesmos requisitos e critérios adotados para o poço Morpho. No entanto, a perfuração do poço Morpho prevê o recolhimento do cascalho com fluido aderido proveniente do reservatório correspondente ao arenito Morpho da formação Limoeiro, objetivo primário da referida locação e de outros intervalos correspondentes a reservatórios nesta fase do poço, cujas análises venham a confirmar a presença de hidrocarboneto na formação em questão.

Neste sentido, entende ser necessário apontar nos projetos dos Poços Manga, PAD Morpho e Crotalus, as zonas previstas em que ocorrerão o recolhimento dos cascalhos e resumir as principais estratégias para o recolhimento, conforme alterações aprovadas da Revisão 08 do PMFC (SEI nº 5782230), por meio do Parecer Técnico nº 84/2022 COEXP/CGMAC/DILIC (SEI nº 12353497) e Ofício nº 164/2022/COEXP/CGMAC/DILIC (SEI nº 12355624), Parecer Técnico nº 222/2022- COEXP/CGMAC/DILIC (SEI nº 13506755) e Ofício nº 421/2022/Coexp/CGMac/Dilic (SEI nº 13589293).

Adicionalmente, em razão do incidente ocorrido durante a perfuração do Poço Morpho, deve ser esclarecido se houve alguma alteração nas características operacionais das perfurações em relação ao que havia sido declarado no EIA ou PMFC. Reitera-se que o projeto final do poço deverá ser apresentado no relatório parcial do PMFC, previsto para ser apresentado ao término da perfuração do Poço Morpho, conforme solicitado no Parecer Técnico nº 84/2022 COEXP/CGMAC/DILIC (SEI nº 12353497) e Parecer Técnico nº 222/2022- COEXP/CGMAC/DILIC (SEI nº 13506755).

Em relação aos volumes de fluidos e cascalhos estimados foram calculados os totais, conforme tabela abaixo. Deve ser esclarecida a previsão de descarga marítima de cascalho da última fase (Quadros 2.2-1, 2.2-2 e 2.2-3), considerando que deverão ser recolhidos os cascalhos dos reservatórios de óleo.

Não foram estimados os volumes de fluidos complementares utilizados durante a perfuração dos poços e das pastas de cimento. Solicita-se apresentação.

Tabela 1 – Volumes totais calculados a partir da volumetria estimada de cada poço com previsão de descarga marítima. 

2.3 Gestão ambiental da perfuração e implementação dos projetos ambientais

Projeto de Monitoramento de Fluidos e Cascalhos (PMFC

No caso específico para a atividade no FZA-M-59, a revisão 08 do PMFC vigente foi alterada conforme Parecer Técnico nº 84/2022 COEXP/CGMAC/DILIC (SEI nº 12353497) e Parecer Técnico nº 222/2022- COEXP/CGMAC/DILIC (SEI nº 13506755). Contudo, as informações devem ser ajustadas conforme exposto no item 2.2, considerando as inconsistências sobre as zonas do reservatório em que serão recolhidos os cascalhos com fluidos aderido. 

Plano de Gerenciamento de Resíduos da Atividade de Perfuração (PGRAP)

A revisão 03 do PGRAP do FZA-M-59 foi considerada em consonância com as diretrizes adotadas pela Presidência deste Instituto e estabelecidas no despacho 5540547/2019-GABIN, conforme Parecer Técnico nº 31/2023-Coexp/CGMac/Dilic (SEI nº 14749626) e Ofício nº 65/2023/Coexp/CGMac/Dilic (SEI nº 14802614). No caso de alteração ou atualização das informações apresentadas, deve ser apresentada atualização do plano conceitual.

3. OPERAÇÕES DE ABANDONO DOS POÇOS NO BLOCO FZA-M-59

Sobre o “abandono permanente” de um poço exploratório, assim como de um poço produtor, esclarece-se que esse tipo de operação deve ser enquadrado como intervenção. Essa determinação está em consonância com as diretrizes de intervenção em poços, que contemplam as operações realizadas após as construções dos poços. Além disso, considera-se que o abandono definitivo representa a etapa final do ciclo de vida do poço, o qual não será mais destinado ao uso previsto na licença ambiental.

Assim sendo, o pedido de abandono dos quatros poços será avaliado com base nesse enquadramento. Em eventual mudança do tipo de abandono, ou seja, na opção de realização de “abandono temporário”, em qualquer um dos poços previstos, a operadora deverá comunicar previamente ao Ibama.

Reitera-se que as operações de abandonos deverão seguir o documento “Diretriz para execução de intervenções em poços marítimos” (SEI nº 23846364).

Em relação às características dos abandonos dos poços do bloco FZA-M-59, foi pontuado algumas informações importantes, conforme transcrito abaixo.

- Não é utilizada a planta simplificada de workover, pois não há retorno de fluido/efluente com óleo. O poço estará com o fluido de perfuração e por isso, já limpo e amortecido;

- O abandono é realizado com o BOP conectado ao poço;

-O poço não está equipado com equipamentos para produção de hidrocarbonetos. Logo, não há manuseio de colunas de produção/injeção, nem tampouco equipamentos submarinos de poços, como Árvore de Natal Molhada (ANP), Base Adaptadora de Produção (BAP), Tree Cap e capa de proteção

3.1 Descrição do abandono de poços no bloco FZA-M-59

Neste item a operadora confirma que o abandono será executado em caráter permanente, com o estabelecimento do Conjunto Solidário de Barreiras (CSB).

Em síntese declara-se a operação de cimentação com o bombeio da pasta de cimento ainda com o FPBNA, utilizado na última fase, dentro do poço. Após cimentação e testes, será realizada a troca do fluido, o FPBNA será retirado e o poço preenchido com um fluido salino com sequestrante de oxigênio e bactericida. Reitera-se que o fluido deverá ser denominado como fluido de intervenção (FIBA), de modo a atender à diretriz de intervenção vigente.

A Petrobras ainda declara que “Caso fosse pretendido executar um teste de formação ou mesmo aproveitar o poço para posterior produção de óleo e/ou gás, esse intervalo seria preenchido com fluido complementar salino com anticorrosivo.” Entende-se que não há previsão de “abandono temporário”, desta forma a observação não será considerada. Em relação ao teste de formação, a análise seguirá no item específico.

Foram apresentados os volumes previstos dos fluidos salinos de preenchimento dos poços e das pastas de cimento. Solicita-se correção da denominação dos fluidos como FIBA e reitera-se que o uso dos fluidos e pastas de cimento deverá seguir os critérios definidos na “Diretriz para execução de intervenções em poços marítimos” (SEI nº 23846364).

3.2 Fluidos utilizados, resíduos e efluentes gerados

Em relação ao uso de fluidos, no item 3.1 declara-se somente o uso de fluido salino com sequestrante de oxigênio e bactericida. No entanto, existe a previsão de uso fluido não aquoso, conforme transcrito abaixo, o que faz necessária a revisão do item anterior, com a indicação do uso de FIBNA e da estimativa de volume.

 No caso específico do Poço Morpho, para bombear a pasta de cimento será empregado o mesmo fluido de perfuração de base não aquosa (FPBNA), constituído de base hidrocarbônica olefínica, usado na última fase de perfuração.

Solicita-se revisão do “Quadro 3.2-1: Fluidos utilizados, materiais e resíduos gerados no abandono dos poços no bloco FZA-M-59”, considerando que no abandono ocorre a geração de efluentes aquosos decorrente da operação de cimentação ou mesmo da limpeza do poço e não há previsão de resíduos de estruturas metálicas.

O gerenciamento deverá ser do efluente gerado e não de “Fluido empregado / resíduo gerado”. Assim como, não é previsto o uso de fluidos de perfuração e complementares (FPBA, FPBNA, FCBA e FCBNA), mas sim de fluidos de intervenção (FIBA e FIBNA), mesmo considerando formulação similares.

Na opção de descarga qualificada no mar além de seguir a “Diretriz para execução de intervenções em poços marítimos” (SEI nº 23846364), deverão ser apresentadas as condições do monitoramento, como critérios e frequência de amostragem.

No penúltimo ítem do “Quadro 3.2-1” foi citado o “teste de influxo”. Solicita-se detalhamento da operação e os efluentes previstos.

A Petrobras declara a possibilidade de realização do Teste de Formação em Poço Revestido (TFR) e encaminha a Rev. 00 do “Procedimento para Realização de Teste de Formação na Atividade de Perfuração”. A análise seguirá a itemização do documento e somente serão apresentados os itens que necessitam de observações ou esclarecimentos.

2. Introdução

Durante a realização do TFR declara-se ser gerado um efluente aquoso constituído de água produzida do reservatório misturados com fluidos aquosos previamente utilizados. Foi esclarecido que é seguido o preconizado pela Agência de Proteção Ambiental (EPA) depreendendo-se que ‘[...] água produzida pode incluir água de formação, água de injeção e quaisquer produtos químicos adicionados no fundo do poço ou durante o processo de separação óleo/água”.

Deve ficar claro que a Resolução CONAMA n° 393 de 2007 define “água produzida” como água de processo, conforme transcrito abaixo. Neste sentido, se o efluente foi gerado junto com o petróleo não há dúvidas sobre o enquadramento.  Por outro lado, se há geração de efluente em momento diverso da geração de “água de formação”, o referido efluente deverá ser enquadrado conforme monitoramento dos efluentes das operações de intervenção em poços.

I - ÁGUA DE PROCESSO OU DE PRODUÇÃO OU ÁGUA PRODUZIDA: é a água normalmente produzida junto com o petróleo, doravante denominada “água produzida”;

Adicionalmente, a operadora declara que o efluente dos testes de formação seria formado não apenas por água produzida, mas da mistura de vários fluidos utilizados em etapas anteriores, como fluido de perfuração, conforme transcrito abaixo.

Assim, nos testes de formação realizados pela Petrobras, o tipo de efluente que poderá ser descartado no mar é uma corrente líquida aquosa, constituída de água produzida do reservatório que traz consigo os fluidos que foram utilizados em etapas anteriores ao teste, como os fluidos de perfuração (empregados na fase reservatório) e complementares empregados nas etapas anteriores ao teste.

Faz-se necessário esclarecer que não há previsão nas diretrizes vigentes (SEI nº 5533803) de descarga marítima de fluidos de perfuração juntamente com água produzida, nem mesmo de fluidos complementares utilizados durante a etapa de perfuração. O Projeto de monitoramento de fluidos e cascalhos apresentado pela operadora também não apresenta essa prática. Solicitam-se esclarecimentos. A operadora deverá também esclarecer se há outras destinações viáveis para os efluentes gerados, além de unicamente a incorporação à “água produzida’.

Diante do exposto, reitera-se que deverá ser seguida a definição preconizada na Resolução CONAMA n° 393 de 2007. No que concerne à mistura dos efluentes das atividades de intervenção em poços com “água produzida”, os eventos serão avaliados nos processos de intervenção da operadora.

3. Descrição da operação de teste de formação

3.1. Definição e abrangência

A Petrobras afirma realizar no âmbito da licença ambiental de exploração somente o Teste de Formação a Poco Revestido (TFR) e o Teste de Formação a Poco Revestido Estendido - TFRE (caso em que o tempo total de fluxo de fluidos da formação ultrapassa 72 horas, com autorização da ANP, sem que seja especificamente um TLD com autorização prévia), cuja sequência geral foi transcrita na tabela abaixo.

Tabela 2 - Sequência GERAL de um teste de formação.

*pode ser estendido a 72 h

3.2. Operacionalização do teste de formação

Neste item a operadora avança um pouco mais na descrição da atividade e sinaliza que o teste é realizado com a instalação de uma “coluna de teste de formação”, contendo válvulas e registradores, conforme ilustração apresentada. De forma complementar, sugere-se apresentação de fotos.

Relata-se que na descida da coluna de teste de formação, o poço está preenchido com o fluido de amortecimento (fluido de perfuração ou de completação), o qual, posteriormente, é substituído por um fluido de menor densidade (geralmente diesel) de forma a induzir a surgência.

Após a descida da coluna, são instalados equipamentos de superfície, descritos no item 3.4, e que constituem a “planta de teste”. A “Figura 4: Esquema dos componentes da planta de teste” apresenta os equipamentos previstos separados entre fluxo de limpeza e fluxo estabilizado. Nesta figura há indicação de uso de “produtos químicos”, os quais foram descritos no item 5.

No fluxo de limpeza declara-se que todo o efluente gerado é incorporado à água produzida, conforme transcrito abaixo. No entanto, não está evidente que a retirada do fluido de perfuração ou de completação do poço ocorrerá no mesmo período em que se dá a geração da água da formação. Em consequência, presume-se que são geração de efluentes em momentos distintos e que não se adequam à definição da Resolução CONAMA n° 393 de 2007. Solicita-se detalhamento completo do procedimento de limpeza do poço.

Nessa etapa, é esperada o retorno de fluidos de perfuração, complementares (fluidos de completação), ácidos gastos e outros fluidos ou produtos químicos que tiveram contato com o reservatório durante a construção do poço. Durante o fluxo de limpeza, a água da formação será produzida em conjunto com os fluidos do poço em uma corrente unificada.

Em relação ao tratamento dos efluentes gerados durante o fluxo de limpeza declara-se que o efluente é processado no separador trifásico, seguido dos tanques de surgência e, por último, nos tanques atmosféricos. Nesta fase é gerado uma corrente oleosa que é direcionado ao queimador e uma corrente aquosa que é transferida para o módulo de tratamento de água (WTU, water treatment unit). No WTU o efluente é tratado de modo a garantir o enquadramento (TOG ≤ 29 mg/L) para descarga marítima. No caso de não atendimento, o efluente é desembarcado em tanques de resíduos para tratamento em terra.

Sobre o “fluxo estabilizado”, declara-se que nessa etapa são majoritariamente produzidos fluidos da formação (óleo, gás e água de formação). O gás e óleo são direcionados para o queimador, enquanto a corrente aquosa proveniente do separador segue o mesmo percurso do fluxo de limpeza, tanques de surgência, tanques atmosféricos e o módulo de tratamento de água.

Após o término do teste, o fluido do interior da coluna é substituído por um fluido de amortecimento, o obturador é desassentado e a coluna é retirada do poço. Não ficou clara a destinação dos efluentes nessa etapa, solicitam-se esclarecimentos.

Por fim, após a retirada da coluna, o poço é abandonado de forma temporária ou definitiva.

3.3. Natureza do efluente aquoso formado no teste de formação

De início apontamos que o efluente final não é um “efluente aquoso”, visto que todo fluido aquoso ou não aquoso, mantido no poço antes da realização do teste, é misturado com água da formação, a qual é reconhecidamente um efluente oleoso. Desta forma, faz-se necessária revisão do item, incluindo o título.

Também é previsto o uso de produtos químicos que são incorporados ao efluente final, ou seja, à “água produzida”, os quais serão avaliados no item abaixo.

3.5. Uso de produtos químicos na planta de teste

Foram indicados seis tipos de produtos químicos, conforme tabela transcrita abaixo, que serão utilizados durante todo o teste de formação, desde a descida da coluna de teste até a sua retirada. Não foram estimados os volumes desses produtos em cada operação descrita.

Tabela 3 - Produtos químicos utilizados em teste de formação.

Adicionalmente, foi informado outras situações, conforme listadas abaixo, que deverão ser incorporadas na tabela acima.

1 - A injeção de MEG na árvore de teste (mudline), podendo, ser acrescentados sequestrantes de H2S.

2 - A injeção de xileno no mudline antes do fechamento do poço para promover a remoção de parafinas e depósitos orgânicos presentes na coluna de teste.

3 - A injeção de silicone para mitigar a formação de espuma, o que evita o arraste de óleo à montante do separador de água/óleo.

4 - O bombeamento de desemulsificante no vaso separador. 

Deve ser esclarecida a declaração de que “Excedentes não consumidos desses produtos podem ter como destino a corrente aquosa encaminhada para o módulo de tratamento de água”. Reiteramos que qualquer volume excedente, seja de fluidos ou produtos, que não foram utilizados e permanecem nos tanques ou outro local de armazenamento não podem ter como destino o descarregamento marítimo. A operadora deverá indicar destinações mais nobres para esses volumes.

Em relação aos efluentes gerados solicitam-se maiores detalhamentos dos processos e linhas, e apresentação de outras destinações viáveis, além de unicamente a incorporação à “água produzida’. O enquadramento deve observar a definição da Resolução CONAMA n° 393 de 2007 e a “Diretriz para execução de intervenções em poços marítimos” (SEI nº 23846364).

3.6. Estimativa de queima

Os volumes de queima de diesel, óleo e gás foram estimados, respectivamente, em 450 m³, 3.200 m³ e 750.000 m³, enquanto as emissões totais de CO2eq obtidas pelo SIGEA – Sistema de Gestão de Emissões Atmosféricas utilizado pela Petrobras foram estimadas em 12.868 toneladas. De acordo com a Petrobras, essas estimativas estão bem próximas aos valores reais obtidos na queima dos testes de formação já realizados na Bacia de Santos.

4. DESCRIÇÃO DA OPERAÇÃO DE TRATAMENTO E DESCARTE DE ÁGUA PRODUZIDA DURANTE O TESTE DE FORMAÇÃO

A Petrobras declara não limitar a tecnologia empregada no módulo de tratamento da água na especificação técnica de seus contratos de avaliação, por isso afirma que se forem adotadas tecnologias distintas do previsto, (WTU: placas de coalescência, filtração e eletrocoagulação) o documento será reapresentado antes da adoção do novo sistema. Esclarecemos que quaisquer alterações nos sistemas de tratamento dos efluentes deverão ser previamente avaliadas pelo Ibama.

5. PLANO DE AMOSTRAGEM DA ÁGUA TRATADA PARA REALIZAÇÃO DE TOG GRAVIMÉTRICO

A Petrobras solicita adaptações da Resolução CONAMA nº 393/2007, e propõe adotar a média de TOG por operação, em amostras simples por bateladas tratadas, e a utilização do método espectrofotométrico, conforme texto transcrito abaixo. Informamos que a avaliação da solicitação será realizada em documento distinto, não integrando o Processo de Licenciamento do FZA-M-59. Até que haja manifestação definitiva do Ibama, a operadora deverá cumprir as determinações da Resolução CONAMA nº 393/2007. Diante disso, solicita-se a adequação do item em questão.

Vale ressaltar que as unidades de tratamento de água oleosa utilizadas nas plantas de teste trabalham em bateladas e não em regime contínuo. Considerando a realidade dos descartes por bateladas dos testes de formação, cuja operação é de curta duração, as seguintes adaptações da Resolução CONAMA nº 393/2007 devem ser consideradas: em vez de média mensal, sugere-se adotar a média por operação; ao invés de amostras diárias, adotar amostras simples por bateladas tratadas.

Dessa forma, a partir desse paralelo, sugere-se a adoção dos seguintes critérios: a) O descarte de água produzida de operações de teste de formação deverá obedecer à concentração média aritmética simples de até 29 mg/L de óleos e graxas por operação (por teste de formação), com valor máximo por batelada de 42 mg/L; b) A concentração de óleos e graxas a que se refere a alínea (a) deverá ser determinada pelos métodos gravimétrico e espectrofotométrico. c) A média aritmética por batelada deverá ser determinada a partir de amostras simples coletadas em cada batelada tratada e descartada.

Carta SMS/LMA/LIE&P DPBR-2026-24192 (SEI nº 26834146) e Anexo (SEI nº 26834147)

Em atendimento ao Parecer Técnico nº 237/2025-Coexp/CGMac/Dilic (SEI nº 25691305), a Petrobras apresentou esclarecimentos sobre a solicitação de retificação de condicionantes da Licença de Operação (LO) nº 1684/2025. Na sequência serão transcritas, em itálico, as análises do PT 237/2025, seguida da resposta da Petrobras e por fim, o comentário do Ibama.

2.1 Esta Licença de Operação autoriza a perfuração de um poço (Morpho) nas coordenadas 5° 18' 55,76" N e 50° 4' 26,99" W.

PT 237/2025: As coordenadas que constavam na condicionante da licença foram extraídas do documento anexo (SEI 9316964), encaminhada pela Carta EXP/AEXP 0003/2021 (SEI 93166962), em 11 de fevereiro de 2021, que teve por serviço a “atualização do processo de licenciamento ambiental necessária em decorrência da passagem de operação do bloco FZA-M-59 da BP para a Petrobras...”, documento utilizado como referência para as novas informações a respeito do estudo ambiental.

No entanto, em 15 de fevereiro de 2022, a empresa por meio da Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0033/2022 (SEI 11950982), após reunião realizada com a equipe da COEXP (Memória de Reunião n° 46/2021-COEXP/CGMAC/DILIC- SEI 11596568) encaminhou a revisão dos itens do Estudo de Impacto Ambiental: Capítulo II.10.14 - Projeto de Monitoramento de Fluidos de Perfuração e Cascalhos; Capítulo II.10.13 - Plano de Gerenciamento de Resíduos da Atividade de Perfuração (PGRAP); Capítulo II.3 - Descrição da Atividade; Capítulo II.2 - Caracterização da Atividade. Dentre as alterações realizadas, no item “Descrição da Atividade” as coordenadas do ponto onde se localiza o poço Morpho foram atualizadas para a Latitude 5° 17’ 10,365” N e Longitude 50° 6’ 15,018” W.

Com relação aos outros três poços mencionados no item que trata sobre a descrição da atividade no Estudo de Impacto Ambiental, nas duas revisões feitas pela empresa, após a passagem de operação do bloco FZA-M-59 da BP para a Petrobras, sobre tais poços apenas são mencionados os respectivos nomes, coordenadas geográficas, distâncias mínimas da costa e lâminas d’água. Não há cronograma, ou se quer constam no processo o valor atualizado de custo de implementação do projeto considerando os outros poços.

Em ambas as atualizações do estudo ambiental feitas após a mudança de titularidade do bloco FZA-M-59 a Petrobras menciona que:

A perfuração dos demais prospectos (Marolo, Maracujá e Manga) está condicionada aos resultados obtidos na perfuração do primeiro poço, não havendo, portanto, datas definidas para o início dos mesmos até a conclusão deste. A Petrobras compromete-se a encaminhar a esta COEXP/CGMAC/IBAMA estas informações quando de suas definições.

Adicionalmente, em seu diálogo com a sociedade, formalizada no processo de licenciamento ambiental através do Projeto de Comunicação Social, a empresa não faz referência a perfuração de outros poços, além do poço Morpho conforme é possível verificar no texto abaixo, extraído do boletim informativo elaborado pela empresa:

A atividade de perfuração marítima no bloco exploratório FZA-M-59 a ser realizada na bacia da Foz do Amazonas tem como objetivo pesquisar, identificar e avaliar a existência de reservas comerciais de petróleo e/ou gás natural na área. O poço a ser perfurado foi denominado Morpho e está localizado a uma distância de aproximadamente 160 km da costa do município de Oiapoque, a menor distância da costa ao bloco, a partir de 2.980 m de profundidade (grifo nosso). 

Desta forma, esta coordenação entende que em momento oportuno a empresa deverá apresentar as informações pertinentes a respeito dos outros prospectos de interesse, realizando as devidas atualizações, quando para tais perfurações será avaliada na forma de anuência. Nesse contexto, considera-se relevante apresentar os resultados parciais da análise do prospecto, os quais podem contribuir para a avaliação e eventuais ajustes necessários ao adequado atendimento dos projetos ambientais. Deverá ainda confirmar se a operação continuará com a UMP NS-52 ou se continuará com outra sonda. Nesse caso, as informações pertinentes deverão ser igualmente submetidas à análise.

Portanto, retifica-se a redação da referida condicionante para:

2.1 Esta Licença de Operação autoriza a perfuração de um poço (Morpho) nas coordenadas 5° 17' 10,365" N e 50° 6' 15,018" W.

Resposta Petrobras: Em atendimento às considerações exaradas pelo IBAMA no referido parecer, a Petrobras apresentou, em 31/03/2026, por meio da Carta SMS/LMA/LIE&P DPBR 2026-16381, a solicitação de anuência para inclusão dos três poços contingentes na LO nº 1684/2025.

Comentário Ibama: A análise dos três poços contingentes foi realizada no presente parecer técnico e há necessidade de esclarecimentos.

2.7: Qualquer alteração da estrutura de resposta a acidentes com derrames de óleo no mar, deve incidir sobre atualização da Tabela Única de Informações (TABUI) no âmbito do Processo nº 02022.000336/2014-17, e demais itens em conformidade com a Nota Técnica nº 02/2013.

PT 237/2025: A CGMAC retifica a redação da condicionante acima, com objetivo de clarificar seu entendimento. Portanto, a nova redação passa a ser:

 2.7 Qualquer alteração da estrutura de resposta a acidentes com derrames de óleo no mar deve incidir sobre atualização da Tabela Única de Informações (TABUI), no âmbito do Processo nº 02022.000336/2014-17, e demais itens em conformidade com a Nota Técnica nº 02/2013, no prazo de 5 dias úteis.

Resposta Petrobras: A Petrobras declara ciência em relação à alteração textual da condicionante informada pelo IBAMA.

Comentário Ibama: ciente.

2.18. Não poderão ser descartados no mar os cascalhos provenientes da perfuração da “fase reservatório”, onde está localizada a reserva principal de óleo, e aqueles oriundos de reservatórios mais rasos, em que foram confirmados a presença de óleo.

PT 237/2025: Não há dúvidas quanto ao PMFC considerado satisfatório, o qual considera o recolhimento de cascalho na última fase do poço, especificamente no “reservatório correspondente ao objetivo primário” e em “possíveis intervalos não previstos que sejam portadores de óleo”.

A expressão “fase reservatório” é utilizada convencionalmente no processo de licenciamento para designar a etapa final do poço, correspondente à zona onde se localiza o reservatório de óleo. Essa nomenclatura se justifica pela ausência, por parte das operadoras, de apresentação dos projetos completos dos poços, bem como da identificação precisa da profundidade do reservatório.

Apesar do PMFC conceitual para o FZA-M-59 propor delimitar com precisão os intervalos correspondentes às fácies ou zonas produtoras de óleo, com base em dados obtidos por métodos diretos e indiretos, o projeto final do poço somente será apresentado ao Ibama após a conclusão da atividade, por meio de seu relatório final. Por esse motivo, optou-se por definir, na condicionante em questão, a identificação da “fase reservatório” associada à principal reserva de óleo, e não indicar o reservatório correspondente ao arenito Morpho da formação Limoeiro.

Nesse contexto, entende-se que não há necessidade de modificar a condicionante, conforme sugerido pela operadora, uma vez que o projeto conceitual do PMFC específico para FZA-M-59 foi considerado adequado e contempla os métodos que serão utilizados para definição do intervalo das zonas produtoras de óleo, incluindo fator de segurança. Desta forma, visando garantir maior alinhamento entre as partes envolvidas, a condicionante estabelecida foi geral, e o relatório final deverá seguir o projeto conceitual adequado.

Resposta Petrobras: A Petrobras declara ciência em relação às considerações exaradas pelo IBAMA no referido parecer.

Comentário Ibama: Ciente.

2.21 As operações de intervenções/abandono deverão seguir as diretrizes estabelecidas no Documento “Diretriz para Execução de Intervenções em Poços Marítimos” (SEI nº 23846364) ou outro documento normativo vigente. No caso específico de abandono do poço, as operações deverão ser precedidas de solicitação de anuência.

PT 237/2025: Reitera-se que o abandono definitivo do poço deverá ser precedido de anuência, independentemente de seu caráter exploratório. Tal medida está alinhada à diretriz vigente para intervenções, frente à qual a operadora apresentou pedido de reconsideração. Os procedimentos relacionados ao abandono definitivo encontram-se atualmente em avaliação pela COEXP.

Vale destacar que as informações sobre a operação de abandono apresentado pela Petrobras foram superficiais, conforme Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0163/2022 (SEI nº 13193428) e Anexo (SEI nº 13193429). O documento declara que o abandono do poço perfurado ocorrerá de acordo com a Resolução ANP nº 46/2016 e dependerá dos resultados da perfuração. Se os resultados forem negativos, o abandono será permanente, caso contrário, o abandono poderá ser temporário. Contudo, não foram apresentadas as informações atualizadas conforme a diretriz vigente e considerando a solicitação de reconsideração da diretriz por parte da operadora, reforça-se a necessidade de solicitação de anuência para o abandono definitivo.

Em relação ao possível teste de formação, reitera-se que deverá seguir as “Diretrizes Teste Formação” (SEI nº 9899800) e que também deverá ser precedido de anuência, considerando o indicado pela Petrobras na página 17/23 do documento Anexo (SEI nº 13193429) à Carta SMS/LCA/LIE&P-FC 0163/2022 (SEI nº 13193428), conforme transcrito abaixo:

Caso a Petrobras decida pela realização do teste de formação, as informações pertinentes serão submetidas à CGMAC/COEXP/IBAMA para subsidiar solicitação de anuência específica para esta operação.

Resposta Petrobras: Em atendimento às considerações exaradas pelo IBAMA no referido parecer, a Petrobras apresentou, em 31/03/2026, por meio da Carta SMS/LMA/LIE&P DPBR 2026-16381, a solicitação de anuência para as operações de abandono de todos os poços previstos e para os testes de formação.

Comentário Ibama: as análises das operações de abandono e testes de formação foram realizadas no presente parecer técnico e necessitam de esclarecimentos.