Petrobras cumple 1 década produciendo en el pre-sal de la Cuenca de Santos

Con 16 Plataformas y Más de 150 Pozos, El Pré-Sal de La Cuenca de Santos Es Hoy Uno de Los Polos de Producción Más Competitivos del Sector

La Petrobras completó, en mayo, diez años de producción en el pré-sal de la Cuenca de Santos, con indicadores de eficiencia y productividad por encima de la media de la industria offshore. Son 16 plataformas y más de 150 pozos en operación solo en ese polo, que responden por el 90% de toda la producción en el pré-sal brasileño. El costo de extracción por debajo de US$ 7 por barril y la alta productividad de los campos elevan el pré-sal a una de las fronteras más competitivas del sector. De los 30 pozos más productivos del país, 29 están en esta provincia, siendo que la producción media por pozo alcanza los 25 mil barriles de petróleo por día, cerca de cuatro veces más que los pozos del Golfo de México, por ejemplo.

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En el pré-sal de la Cuenca de Santos, se localizan los tres mayores campos productores de Brasil, actualmente: Lula, campo de mayor producción de Petrobras con nueve sistemas en operación; Sapinhoá, con dos sistemas; y Búzios, con cuatro. Aún en esta capa, el campo de Mero, en el bloque de Libra, también se ha mostrado prometedor. Con solo un pozo interconectado al FPSO Pioneiro de Libra, el campo ya superó la marca de 60 mil barriles de petróleo equivalente (boe), indicando alto potencial futuro. Único sistema en operar en el campo, el Pioneiro de Libra está dedicado a la recolección de información sobre el reservorio antes de la implementación del sistema definitivo. Parte del éxito en Mero se debe a los intercambios de experiencia con grandes empresas del sector que actúan en asociación con Petrobras.

“Las características únicas del pré-sal de la Cuenca de Santos, como la ubicación en aguas ultraprofundas, la capa de sal que llega a 2 km de espesor y la distancia de 300 km de la costa, constituyeron un desafío sin precedentes para Petrobras y para la industria. Pero esto no fue un impedimento: diez años después del primer petróleo de Tupi, no solo desarrollamos soluciones inéditas para superar los desafíos del pré-sal, con el empleo de la más alta competencia técnica, sino que también comprobamos su viabilidad económica y batimos una sucesión de récords. Tenemos motivos de sobra para celebrar esta fecha”, afirmó el director de Exploración y Producción de Petrobras, Carlos Alberto Pereira de Oliveira.

Capa Pré-Sal Bate Sucesivos Récords

En abril, la producción operada por Petrobras en la capa pré-sal batió dos nuevos récords: producción media mensual de 1,94 millones de boe alcanzando el pico diario de producción de 2,07 millones de boe. Además, el 16 de mayo, la producción operada en el área de Lula superó la marca diaria de 1 millón de barriles de petróleo por día (bpd).

La producción acumulada operada por la compañía en el pré-sal alcanzó aún 2,5 mil millones de barriles de petróleo equivalente en solo una década, un volumen que corresponde a toda la reserva probada de Argentina, por ejemplo. Hoy, el pré-sal de las cuencas de Santos y Campos ya responde por aproximadamente el 60% de la producción nacional.

Visión de Futuro

En los últimos 11 meses, seis plataformas iniciaron la operación en el pré-sal de la Cuenca de Santos, cada una con capacidad para producir hasta 150 mil barriles de petróleo por día. Y el futuro se revela aún más prometedor. Los proyectos destinados a esa capa son la principal frente de inversiones de la compañía: de las 11 plataformas previstas para los próximos cinco años, siete serán instaladas en el pré-sal de la Cuenca de Santos y una en el pré-sal de la Cuenca de Campos, con previsión de aporte por parte de Petrobras de US$ 27 mil millones en los próximos cinco años.

“Para los próximos diez años, la proyección es desarrollar nuevos proyectos de producción en el pré-sal en condiciones aún más desafiadoras. Los bloques adquiridos en las últimas licitaciones y los recientes descubrimientos están localizados, en su mayoría, en láminas de agua aún más profundas, que varían entre 2.500 y 3.000 metros. Lejos de ser una barrera, la compañía ya estudia nuevas soluciones tecnológicas que viabilicen la producción de estas áreas – en un esfuerzo multidisciplinario que reúne, una vez más, las más expresivas competencias técnicas de la compañía”, reveló el director de E&P.

Fuente: Comunicado a la Prensa Petrobras