TUPI BATE RECORDE DE PRODUÇÃO COM 2 BILHÕES DE BARRIS E SE TORNA O MAIOR PRODUTOR DO MUNDO EM ÁGUAS PROFUNDAS

O campo de Tupi bateu um novo recorde de produção acumulada ao atingir a marca de 2 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) no mês de julho. O ativo está localizado a 230 km da costa do Rio de Janeiro, na Bacia de Santos. O marco acontece no mesmo ano em que são comemorados os 20 anos da assinatura do contrato de concessão do bloco BM-S-11, onde se localiza o campo, que é hoje o maior produtor em águas profundas do mundo, com produção de aproximadamente 1 milhão de barris por dia (bpd).  A produção acumulada ocorre apenas dez anos após a entrada do primeiro sistema de produção definitivo, Floating Production Storage and Offloading (FPSO) Cidade Angra dos Reis, e quatorze anos após a descoberta, em 2006. Entre 2010 e 2019, o consórcio, formado pela Petrobrás, operadora com 65% de participação, em parceria com a Shell Brasil (25%) e Petrogal Brasil (10%), colocou em operação nove sistemas de produção, uma média de um por ano.

Em um comunicado da Petrobrás, a empresa informa que para se conseguir esta meta, “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. Neste contexto, em parceria com instituições de pesquisa e empresas parceiras e fornecedores, a Petrobrás desenvolveu 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 Petrobrás recebeu em 2015 o principal prêmio da indústria, o Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations and Institutions, promovido pela Offshore Technology Conference (OTC).”

A Petrobrás, em conjunto com os seus parceiros do bloco BM-S-11, já desenvolve diversas iniciativas com o objetivo de revitalizar o campo ainda antes do início do seu declínio, buscando aumentar o 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 Petrobrás, 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,” diz o comunicado da companhia.