Estatal informou que a marca foi alcançada no mês de julho

A produção acumulada do campo Tupi, localizado no 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, segundo dados divulgados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

De acordo com a Petrobras, o marco acontece no mesmo ano em que são comemorados os 20 anos da assinatura do contrato de concessão do bloco BM-S-11. Conforme a Estatal, o campo é 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”, disse a Petrobras, em comunicado.

O consórcio é formado pela Petrobras, operadora com 65% de participação, em parceria com a Shell Brasil Petróleo Ltda (25%) e Petrogal Brasil S.A. (10%), colocou em operação nove sistemas de produção, uma média de um por ano.

A Petrobras acrescentou que formou uma parceria com instituições de pesquisa e empresas parceiras e fornecedores, para o desenvolvimento de novas 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)”, pontuou.

Tupi

A Petrobras acrescentou que, em conjunto com os seus parceiros do bloco BM-S-11, estão sendo desenvolvidas diversas iniciativas com o objetivo de revitalizar o campo ainda antes 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”, finalizou o comunicado da Estatal.

*Com informações da Petrobras