La producción nacional en agosto sumó 3,9 millones de barriles de petróleo y 137 millones de metros cúbicos diarios de gas natural

En el mes de agosto, los campos de Búzios, Atapu y Sul de Tupi, todos en régimen de transferencia de derechos en el presal de la Cuenca de Santos, figuraron entre los mayores productores nacionales. Búzios, con 669,3 boe/d (barriles de petróleo equivalente por día) ocupó el segundo lugar, solo detrás del campo Tupi, que produjo 1,2 millones de boe/d. Atapu ocupó el sexto lugar con 158,1 mil bep/dy Sul de Tupi ocupó el puesto 11 con 69,1 mil bep/d.

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Este mes marcó el inicio de la producción de Sepia, también bajo el régimen de transferencia de derechos en el presal de la Cuenca de Santos, registrando 8,6 bep/d. Los volúmenes excedentes de Sépia y Atapu se ofertarán en la Segunda Licitación de Volúmenes Excedentes de Cesión Onerosa, prevista para el 17 de diciembre del presente año.

Más información sobre la producción de agosto está disponible en el Boletín Mensual de Producción de Petróleo y Gas Natural del mes de agosto de 2021, publicado hoy (29/9) en la página , que trae datos consolidados de la producción nacional. También están disponibles, de forma interactiva, en el Paneles Dinámicos Producción de Petróleo y Gas Natural.

Presal y producción nacional de petróleo en agosto

La producción nacional en agosto totalizó 3,856 MMbpe/d (millones de barriles equivalentes de petróleo por día), de los cuales 2,997 MMbbl/d (millones de barriles por día) de petróleo y 137 MMm3/d (millones de metros cúbicos por día) de gas natural. En la producción de petróleo hubo una reducción de 1,6% con respecto al mes anterior y de 2,9% con respecto a agosto de 2020. En gas natural, hubo una reducción de 1,9% con respecto al mes anterior y un aumento de 2,3% con respecto a agosto de 2020.

La producción del presal en agosto totalizó 2,764 MMboe/d (millones de barriles equivalentes de petróleo), de los cuales 2,193 MMbbl/d (millones de barriles por día) de petróleo y 90,8 MMm³/d (millones de metros cúbicos por día) de gas natural.

Hubo una reducción del 1,5% frente al mes anterior y del 0,4% frente al mismo mes de 2020. La producción del presal se originó en 131 pozos y correspondió al 71,7% del total producido en Brasil.

uso de gas natural

En agosto, el uso de gas natural fue del 97,7%. Se pusieron a disposición del mercado 55,3 MMm³/día. La quema de gas en el mes fue de 3,1 MMm³/d, una reducción de 11,8% con respecto al mes anterior y de 22,4% con respecto al mismo mes de 2020.

Origen de la producción: en agosto, los campos marinos produjeron el 97,2% del petróleo y el 81,9% del gas natural. Los campos operados por Petrobras fueron responsables por el 92,5% del petróleo y gas natural producido en Brasil.

En agosto, se destacó el campo Tupi, en el presal de la Cuenca de Santos, que fue el mayor productor de petróleo y gas natural, al registrar 922 Mbbl/d de petróleo y 41,9 MMm3/d de gas natural.

La plataforma Petrobras 70, que produce en el campo Atapu a través de cuatro pozos interconectados, fue la instalación con mayor producción de petróleo, con 159.200 bbl/d.

La planta de Polo Arara, que produce en los campos Arara Azul, Carapaúna, Cupiúba, Rio Urucu y Sudoeste Urucu, a través de 29 pozos interconectados, fue la planta con mayor producción de gas natural, produciendo 6,800 MMm³/d.

Estreito, en la Cuenca Potiguar, tuvo la mayor cantidad de pozos productores en tierra: 992.

Tupi, en la Cuenca de Santos, fue el campo marino con mayor número de pozos productores: 63.

Campos de acumulación marginal

Estos campos produjeron 366,9 boe/d, de los cuales 93,3 bbl/d de petróleo y 43,5 Mm³/d de gas natural. El campo Iraí, operado por Petroborn, fue el mayor productor, con 267,2 bep/d.

Más información

En agosto de 2021, 259 áreas concedidas, cuatro de cesión onerosa y cuatro de reparto, operadas por 36 empresas, fueron responsables de la producción nacional. De estos, 57 son offshore y 210 onshore, 11 de los cuales están relacionados con contratos de áreas que contienen acumulaciones marginales. La producción se llevó a cabo en 6.272 pozos, 495 en alta mar y 5.777 en tierra.

El grado API promedio del petróleo extraído en Brasil fue de 28,0, con 2,3% de la producción considerada petróleo liviano (>=31°API), 91,2% petróleo mediano (>=22 API y <31 API) y 6,5% petróleo pesado (<22°API). API).

Las cuencas terrestres maduras (campos/pruebas de largo plazo en las cuencas de Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe y Alagoas) produjeron 91,897 Mbep/d, de los cuales 71,2 bbl/d de petróleo y 3,3 MMm³/d de gas natural. De este total, 67,5 mil boe/d fueron producidos por Petrobras y 24,4 mil boe/d fueron producidos por concesiones no operadas por Petrobras, de los cuales: 15.339 boe/d en Rio Grande do Norte, 8.140 boe/d en Bahía, 481 boe/d /d en Espírito Santo, 235 bep/d en Alagoas y 184 bep/d en Sergipe.