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Produção de petróleo ultrapassa 1 milhão de bpd na área do pré-sal

Resultado foi alcançado em menos de dez anos após a descoberta dessas jazidas, ocorrida em 2006

A produção de petróleo operada pela Petrobras no pré-sal brasileiro alcançou, no último dia 8 de maio, um novo recorde ao superar o patamar de 1 milhão de barris por dia (bpd). Desse total, mais de 70% do volume produzido correspondem à parcela da Petrobras. Com isso, os campos do pré-sal localizados nas bacias de Santos e de Campos já respondem, hoje, por cerca de 40% da produção de petróleo operada pela Petrobras no Brasil.

Esse resultado foi alcançado em menos de dez anos após a descoberta dessas jazidas, ocorrida em 2006. E em menos de dois anos depois de atingida a produção de 500 mil barris por dia, em julho de 2014. Isso comprova não só a viabilidade técnica e econômica do pré-sal, como também a sua alta produtividade. Em termos comparativos, o primeiro milhão de barris diários de petróleo produzido pela Petrobras só foi alcançado em 1998, decorridos 45 anos da sua criação.

O recorde de agora foi obtido com a contribuição de apenas 52 poços produtores, o que comprova o excelente retorno dos investimentos no pré-sal. É importante ressaltar que o primeiro milhão de barris produzido por dia pela companhia, em 1998, foi obtido com a contribuição de mais de 8 mil poços produtores.

“Os projetos de produção do pré-sal são, hoje, a principal aposta e foco de investimentos da Petrobras, por sua importância estratégica e alta rentabilidade. Eles são a garantia, junto aos demais projetos do nosso portfólio, de maior previsibilidade para as nossas metas e curva de produção”, afirma a diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Solange Guedes.

Capacidade instalada

Hoje, já operam no pré-sal da Bacia de Santos sete sistemas de produção de grande porte, interligados a plataformas flutuantes que produzem, estocam e exportam petróleo e gás. São os FPSOs Cidade de Angra dos Reis (em operação desde 2010, no campo de Lula); Cidade de São Paulo (2013 – campo de Sapinhoá); Cidade de Paraty (2013 - campo de Lula); Cidade de Mangaratiba (2014 – campo de Lula, área de Iracema Sul); Cidade de Ilhabela (2014 – campo de Sapinhoá, área Norte); Cidade de Itaguaí (2015 – campo de Lula, área de Iracema Norte); e Cidade de Maricá (2016 – campo de Lula, área de Lula Alto).

Outros oito sistemas de produção operam tanto no pré-sal, quanto no pós-sal da Bacia de Campos. Seis dessas unidades já estavam produzindo no pós-sal, mas, como apresentaram capacidade disponível de processamento, viabilizaram a rápida interligação de novos poços perfurados nas camadas mais profundas do pré-sal. São os sistemas interligados às plataformas P-48, em operação no campo de Barracuda-Caratinga; P-53 e P-20, ambas no campo de Marlim Leste; FPSO Capixaba, no campo de Baleia Franca; P-43, em operação no campo de Barracuda e o FPSO Cidade de Niterói no campo de Marlim Leste.

Duas outras unidades foram implantadas para operar prioritariamente no pré-sal - os FPSOs Cidade de Anchieta (2012) e a plataforma P-58 (2014), ambas para a produção nos campos de Jubarte, Baleia Azul e Baleia Franca.

Alta produtividade

O volume expressivo produzido por poço no pré-sal da Bacia de Santos, em torno de 25 mil bpd, está muito acima da média da indústria. Dos dez poços com maior produção no Brasil, nove estão localizados nessa área. O mais produtivo está localizado no campo de Lula, com uma vazão média diária de 36 mil barris de petróleo.

Esses resultados devem-se à evolução do conhecimento da geologia e comportamento dinâmico das acumulações, ao aumento progressivo da eficiência dos projetos e à introdução de tecnologias de última geração. Em reconhecimento às soluções tecnológicas que foram decisivas para o sucesso da implementação dos projetos no pré-sal, a Petrobras recebeu, em maio de 2015, pela terceira vez, o OTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations and Institutions, o mais importante prêmio da indústria offshore mundial.

Custos competitivos

A combinação de novas tecnologias com a aceleração da curva de aprendizado técnico, com foco em custos e produtividade, torna os projetos do pré-sal altamente rentáveis para a companhia. Dentre as novas fontes de petróleo atualmente em desenvolvimento no mundo, o pré-sal brasileiro é reconhecido como uma das mais competitivas, em função da alta produtividade dos poços, do baixo custo de extração e da aplicação de tecnologias de produção inovadoras desenvolvidas pela Petrobras e seus parceiros.

O custo médio de extração, em decorrência desses fatores, também vem sendo reduzido gradativamente ao longo dos últimos anos. Passou de US$ 9,1 por barril de óleo equivalente (óleo + gás) em 2014, para US$ 8,3 em 2015, e atingiu um valor inferior a US$ 8 por barril no primeiro trimestre deste ano. Um resultado bastante significativo se comparado com a média da indústria, que oscila em torno dos US$ 15 por barril de óleo equivalente.

Os custos de investimentos nessa fronteira também estão sendo reduzidos em decorrência da alta produtividade dos reservatórios, o que tem exigido menor número de poços por sistema de produção. Além disso, a melhoria da eficiência na construção de poços tem permitido uma expressiva redução no tempo de perfuração e completação. A combinação desses fatores tem garantido uma expressiva redução nos investimentos dos projetos em implantação e aumentado a sua rentabilidade. Como exemplo, o tempo médio para construção de um poço marítimo no pré-sal da Bacia de Santos era, até 2010, de aproximadamente 310 dias. Em 2015, esse tempo baixou para 128 dias e, nos primeiros cinco meses deste ano, para cerca de 89 dias. A redução obtida na duração total do tempo de construção dos poços entre 2010 e 2016 foi de 71%. (Macaé Offshore)