Primeira solicitação de extensão para campo do cluster do pré-sal entrará na pauta de 2021

A Petrobras irá requerer, junto à ANP, extensão antecipada do prazo de concessão do campo de Tupi, campo localizado no pré-sal da Bacia de Santos. A estratégia da companhia e dos seus sócios (Shell e Petrogal) visa dar segurança aos investimentos que serão realizados no novo plano de desenvolvimento da área, que está em elaboração.

A informação foi revelada, na quarta-feira (2/12), pelo gerente-executivo de Águas Ultraprofundas da Petrobras, Joelson Falcão Mendes, durante palestra na Rio Oil & Gas sobre os Desafios e Perspectivas da Indústria de Óleo & Gás no Brasil. Mediada por Renato Bertani, CEO da Barra Energia, a sessão teve a participação de Carla Lacerda, presidente da ExxonMobil, Miguel Pereira, CEO da Petrogal, e André Araújo, presidente da Shell.

Ainda que a concessão do ativo só expire em 2037, Joelson Falcão argumentou que a extensão antecipada do prazo de Tupi é essencial.

“Para justificar todo o investimento que a gente tem que fazer, precisamos dessa segurança para que possamos maximizar a recuperação do óleo. Estamos buscando novas tecnologias e novas formas de olhar o reservatório”, alega o executivo.

O futuro pedido de extensão ligado ao novo plano de desenvolvimento de Tupi marcará o primeiro requerimento voltado a campos do cluster do pré-sal. Até o momento, todas as solicitações de prorrogação de prazo encaminhadas à ANP foram direcionadas à ativos fora do cluster, sendo requeridas com pouco anos de antecedência.

Petrobras, Shell e Petrogal estão elaborando o novo plano de desenvolvimento de Tupi. O acordo prevê que o trabalho seja concluído ao longo de 2021.

Considerado um dos principais ativos operados pela Petrobras, junto com Búzios e Mero, o campo de Tupi produz, no momento, uma média de 1,3 milhão de boe/dia, já tendo um volume acumulado de 2 bilhões de boe. Até o momento, afirmou o executivo da Petrobras, foram produzidos apenas 5% do volume de óleo in place do reservatório do primeiro campo.

Mendes acrescentou que a Petrobras e seus sócios acabaram de aprovar um projeto de injeção alternada de água e gás (WAG) para aumentar o fator de recuperação de Tupi. O campo possui nove FPSOs em operação.

No que diz respeito ao campo de Búzios, Joelson Falcão afirmou que a expectativa da Petrobras é triplicar a produção atual, elevando o volume extraído para 1,8 milhão de boe/dia a 2 milhões de boe/dia até o final da década. Com quatro FPSOs em operação, o ativo produz hoje uma média de 700 milhões de boe/dia, tendo ainda mais quatro FPSOs programados para esse período.

O gerente-executivo da Petrobras destacou a redução o tempo de ramp-up dos poços do pré-sal e dos custos de construção de poços, mas alertou que novos investimentos no cenário de baixos preços só serão viabilizados se os custos forem extremamente competitivos, tanto na parte de poços quanto de subsea.

No último trimestre, segundo o executivo, o lifting cost do pré-sal ficou em US$ 2,3/boe, com pelo menos dez poços produzindo 45 mil barris/dia.

Fonte: Revista Brasil Energia