A produção acumulada do campo Tupi, na área do pré-sal da Bacia de Santos, a aproximadamente 230 km da costa do estado do Rio de Janeiro, atingiu 2 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) em julho de 2020. De acordo com a Petrobras, os dados foram divulgados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
A petroleira, que divulgou hoje (28) o marco, destacou que ele ocorreu no mesmo ano em que a assinatura do contrato de concessão do bloco BM-S-11, onde se localiza o campo, completa 20 anos. Conforme a companhia, o campo é o maior produtor em águas profundas do mundo, com produção de cerca de 1 milhão de barris por dia (bpd).
A produção acumulada foi registrada dez anos após a entrada do primeiro sistema de produção definitivo da Unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência (em inglês FPSO-Floating Production Storage and Offloading) Cidade Angra dos Reis, e, ainda quatorze anos depois da descoberta, em 2006.
O consórcio formado pela Petrobras, que é operadora com 65% de participação, em parceria com a Shell Brasil Petróleo Ltda (25%) e a Petrogal Brasil S.A. (10%), colocou em operação, entre 2010 e 2019, nove sistemas de produção, o que significa uma média de um por ano.
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“A Petrobras precisou vencer uma série de desafios inéditos na indústria, como a distância da costa e a existência de reservatórios com poucos análogos no mundo, em águas ultra-profundas e abaixo de uma espessa camada de sal”, apontou a empresa.
A petroleira acrescentou, que para enfrentar os desafios desenvolveu em parceria com instituições de pesquisa e empresas parceiras e fornecedores, uma série de tecnologias e inovações que permitiram a produção nos campos do pré-sal, de forma segura e rentável, sendo ainda referência quanto à sua performance ambiental. “Em função das tecnologias inéditas desenvolvidas, a Petrobras recebeu em 2015 o principal prêmio da indústria, o Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations and Institutions, promovido pela Offshore Technology Conference (OTC)”, contou.
A Petrobras afirmou que para revitalizar o campo ainda antes do início do seu declínio, desenvolve, com os seus parceiros do bloco BM-S-11, diversas iniciativas para buscar o aumento do fator de recuperação de óleo e gás, que pode ser extraído do campo e, assim, maximizar o valor do ativo.
“Para isso, desenvolve projetos para a interligação de novos poços aos sistemas de produção já implantados e o uso da tecnologia de injeção alternada de água e gás (Water Alternating Gas – WAG), para manter a pressão do reservatório. Além desses projetos, a Petrobras, em conjunto com seus parceiros, busca desenvolver outras tecnologias que permitam criar valor através do aumento da eficiência das operações, com baixo custo e alta confiabilidade, e que possam contribuir para o aumento do fator de recuperação e extensão da longevidade da produção no campo de Tupi”, completou em nota.
