Do blog Fatos e Dados da Petrobras
A produção acumulada dos
reservatórios do pré-sal, nas bacias de Campos e Santos, desde 2008 até abril
de 2013 já chegou a 192,4 milhões de barris de óleo equivalente (petróleo e gás
natural), informou nesta quarta-feira (08/05) o gerente executivo do pré-sal da
área de Exploração e Produção da Petrobras, Carlos Tadeu Fraga, durante a
Offshore Technology Conference (OTC 2013). Segundo ele, a produção diária
superou 311 mil barris por dia em 17 de abril, mais do que o dobro da produção
de 2011, de 121 mil barris por dia, em média. A produção média do mês de abril
no pré -sal foi de 294 mil barris por dia.
Nesta manhã, Carlos
Tadeu deu destaque aos resultados do pré-sal durante o painel “Megaprojetos:
Explorando as Oportunidades e Desafios”. O executivo também participou, na
terça-feira (07/05), de almoço-palestra da OTC, no qual atualizou os presentes
sobre os trabalhos no pré-sal e as perspectivas e projetos para a região.
Nos eventos, Carlos
Tadeu afirmou que existem sete plataformas e 19 poços produzindo atualmente no
pré-sal, nas duas bacias. Ele destacou a produção média por poço do FPSO Cidade
de Angra dos Reis, no projeto piloto de Lula, de cerca de 25 mil barris por
dia, valor superior às previsões originais de 15 mil barris por dia. Ressaltou
também a entrada em produção do FPSO Cidade de São Paulo, em Sapinhoá, em
janeiro deste ano, e informou que o FPSO Cidade de Paraty, destinado a Lula
Nordeste, já se encontra na locação e o início da produção ocorrerá ainda esse
mês.
Gestão de projetos
Ao expor nossa
experiência na gestão de megaprojetos, Carlos Tadeu disse que a estratégia
adotada para o pré-sal é uma extensão da adotada para o desenvolvimento dos
campos de águas profundas da Bacia de Campos a partir dos anos 80.
Ele enfatizou que os
bons resultados obtidos até agora no pré-sal e o bom andamento dos projetos são
fruto da estratégia adotada na área, que contempla aquisição de informações das
descobertas através da perfuração de poços adicionais, da aquisição de novos
dados sísmicos e da realização de testes de longa duração, além dos sistemas
piloto, permitindo um adequado conhecimento da área para definição dos projetos
definitivos.
O gerente executivo
também dimensionou o pré-sal ao público presente: “A área total da província,
de 150 mil km2, equivale a seis mil blocos do Golfo do México”, comparou. Ele
também disse que a temos conseguido reduzir o tempo de perfuração dos poços no
pré-sal. “Estamos trabalhando exaustivamente para reduzir custos de perfuração,
que compõem 50% do capex (investimentos). O tempo de perfuração já caiu 50%
desde 2006. À época, a média era de 134 dias para a perfuração e hoje
conseguimos isso em 70 dias, o que é excelente”.
Ele enfatizou os
importantes avanços tecnológicos que têm sido obtidos nas mais diversas áreas e
reconheceu o importante trabalho de equipe que tem sido feito com a
participação dos nossos parceiros nos projetos e dos fornecedores.
Essa foi a terceira vez
que apresentamos, na OTC, os planos e resultados dos projetos do pré-sal. Na
primeira, em 2009, a ênfase foi na estratégia escolhida para desenvolvimento da
produção na área. Na segunda, em 2011, foram ressaltados os primeiros
resultados dos testes de longa duração e do projeto piloto do campo de Lula.
Desta vez, o destaque foi o alcance, apenas sete anos após a descoberta, da
marca de 311 mil barris de petróleo produzidos por dia na região e o avançado
estágio dos diversos projetos na região.
Nosso Plano de Negócios
para o período de 2013 a 2017 prevê que a marca de 1 milhão de barris por dia
(bpd) operada por nós no pré-sal será superada em 2017 e atingirá 2,1 milhões
de bpd em 2020. A descoberta do pré-sal ocorreu em 2006, com o atual campo de
Lula (antigo Tupi), na Bacia de Santos, no litoral do Rio de Janeiro. O
primeiro óleo do pré-sal foi produzido em setembro de 2008, no campo de
Jubarte, na Bacia de Campos, com a conexão de um poço à plataforma P-34, que já
operava em reservatórios do pós-sal daquela bacia.
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