7 de dezembro de 2012 -
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O gerente-executivo do pré-sal da área de Exploração e Produção da Petrobras, Carlos Tadeu Fraga, ministrou palestra no Clube de Engenharia, no Rio de Janeiro, sobre o panorama atual do desenvolvimento das descobertas de óleo e gás no pré-sal. Em sua apresentação, Fraga destacou o potencial e as perspectivas, além da estratégia da Companhia e os principais resultados alcançados até agora. As declarações ganharam repercussão em importantes veículos da imprensa [Valor Econômico, O Globo, G1, UOL, Extra (clique e acesse)], que destacaram que o crescimento da produção da Petrobras no pré-sal subiu 148% desde janeiro de 2011.
Confira alguns dos principais trechos:
- “A produção acumulada de petróleo da Petrobras, desde a sua criação, até dezembro de 2011 é de 15 bilhões de barris de óleo equivalente. Isso serve para dizer que o que já foi descoberto no pré-sal e declarado comercial, não estou considerando aqui aquilo que ainda está em fase de avaliação e que a comercialidade será declarada no momento oportuno, previsto em contrato. Somente aqui no campo de Lula, Sapinhoá e cessão onerosa equivalem em volume recuperável, volume que vai ser reproduzido, a tudo que a Petrobras já produziu da sua descoberta até 2011. Acho que isso traduz melhor do que qualquer outra expressão a importância e a punjança da descoberta do pré-sal para a Petrobras, para indústria de petróleo e gás brasileira, para o Brasil e para a indústria de petróleo e gás no mundo.”
- “A produção de petróleo da Petrobras cresceu muito de 1980 até 2011, desde a descoberta da Bacia de Campos. Cresceu a uma taxa média de 10% ao ano e não tem paralelo na indústria. Nenhuma companhia de petróleo teve um crescimento nessa ordem de grandeza.”
- “Evidentemente as descobertas pujantes que temos no pré-sal terão vida longa, vida produzida por décadas e, obviamente, é do nosso interesse aplicar novas tecnologias que possam aumentar a segurança, aumentar a confiabilidade, reduzir custos de investimentos, reduzir custos operacionais e maximizar a produção. E várias dessas tecnologias já estão sendo testadas em diversos estágios, alguns em protótipo, outras em piloto, outras embarcada. Trabalho liderado pelo nosso Centro de Pesquisa da Petrobras, com espessa participação de fornecedores de bens e serviços.”
-”Está destacado também que nessa unidade (Piloto de Lula) foi instalada e está em operação o primeiro sistema compacto para separação de CO² do gás natural em uma unidade flutuante. O gás natural do pré-sal, em algumas áreas, tem um teor de contaminante, CO² e H²S, que requer tratamento, requer processamento. A indústria domina essas técnicas. Tirar CO² do gás natural nós sabemos fazer. Normalmente requer reatores que são grandes. Só que, tudo aquilo que é grande, trabalha contra a economicidade em uma situação marítima de produção. O metro quadrado mais caro do mundo não é na Quinta Avenida, não é na Vieira Souto, é aqui. Se você colocar aqui em cima alguma coisa que tenha grande porte, grande área, você encarece o projeto e pode tornar não econômico o seu desenvolvimento. Nós partimos então do desenvolvimento tecnológico, junto com alguns fornecedores nossos, para esses sistemas compactos para retirar o CO² do gás natural. O primeiro dos desenvolvimentos já está em operação, com sucesso, aqui no Campo de Lula.”
-”Nesses últimos 20 meses, janeiro de 2001 a novembro de 2012, menos de 24 meses, 22 meses, a produção quase que triplicou. O pré-sal Lato Sensu, hoje, produz 211 mil barris por dia. Isso é mais que a soma da produção terrestre do Recôncavo Baiano com a Bacia Potiguar e com a área de Sergipe-Alagoas. Isso é mais do que a produção de muita companhia de petróleo no mundo.”
- “Ninguém projetou, instalou, operou, deu manutenção em mais sistemas de produção em águas profundas no mundo do que a Petrobras. É natural que ao fazer diversas vezes, mesmo que eu não queira levar em conta a competência acumulada da Petrobras e de seus fornecedores, só o fato de fazer em forma repetida lhe faz aprender. Nós sabemos fazer isso. E é essa convicção que é a base que suporta a estratégia para o pré-sal.”
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8 de maio de 2013
Produção acumulada no pré-sal já supera 192 milhões de barris de óleo equivalente
A produção acumulada dos reservatórios do pré-sal, nas bacias de Campos e Santos, desde 2008 até abril de 2013 já chegou a 192,4 milhões de barris de óleo equivalente (petróleo e gás natural), informou nesta quarta-feira (08/05) o gerente executivo do pré-sal da área de Exploração e Produção da Petrobras, Carlos Tadeu Fraga, durante a Offshore Technology Conference (OTC 2013). Segundo ele, a produção diária superou 311 mil barris por dia em 17 de abril, mais do que o dobro da produção de 2011, de 121 mil barris por dia, em média. A produção média do mês de abril no pré -sal foi de 294 mil barris por dia.
Nesta manhã, Carlos Tadeu deu destaque aos resultados do pré-sal durante o painel “Megaprojetos: Explorando as Oportunidades e Desafios”. O executivo também participou, na terça-feira (07/05), de almoço-palestra da OTC, no qual atualizou os presentes sobre os trabalhos no pré-sal e as perspectivas e projetos para a região.
Nos eventos, Carlos Tadeu afirmou que existem sete plataformas e 19 poços produzindo atualmente no pré-sal, nas duas bacias. Ele destacou a produção média por poço do FPSO Cidade de Angra dos Reis, no projeto piloto de Lula, de cerca de 25 mil barris por dia, valor superior às previsões originais de 15 mil barris por dia. Ressaltou também a entrada em produção do FPSO Cidade de São Paulo, em Sapinhoá, em janeiro deste ano, e informou que o FPSO Cidade de Paraty, destinado a Lula Nordeste, já se encontra na locação e o início da produção ocorrerá ainda esse mês.
Gestão de projetos
Ao expor nossa experiência na gestão de megaprojetos, Carlos Tadeu disse que a estratégia adotada para o pré-sal é uma extensão da adotada para o desenvolvimento dos campos de águas profundas da Bacia de Campos a partir dos anos 80.
Ele enfatizou que os bons resultados obtidos até agora no pré-sal e o bom andamento dos projetos são fruto da estratégia adotada na área, que contempla aquisição de informações das descobertas através da perfuração de poços adicionais, da aquisição de novos dados sísmicos e da realização de testes de longa duração, além dos sistemas piloto, permitindo um adequado conhecimento da área para definição dos projetos definitivos.
O gerente executivo também dimensionou o pré-sal ao público presente: “A área total da província, de 150 mil km2, equivale a seis mil blocos do Golfo do México”, comparou. Ele também disse que a temos conseguido reduzir o tempo de perfuração dos poços no pré-sal. “Estamos trabalhando exaustivamente para reduzir custos de perfuração, que compõem 50% do capex (investimentos). O tempo de perfuração já caiu 50% desde 2006. À época, a média era de 134 dias para a perfuração e hoje conseguimos isso em 70 dias, o que é excelente”.
Ele enfatizou os importantes avanços tecnológicos que têm sido obtidos nas mais diversas áreas e reconheceu o importante trabalho de equipe que tem sido feito com a participação dos nossos parceiros nos projetos e dos fornecedores.
Essa foi a terceira vez que apresentamos, na OTC, os planos e resultados dos projetos do pré-sal. Na primeira, em 2009, a ênfase foi na estratégia escolhida para desenvolvimento da produção na área. Na segunda, em 2011, foram ressaltados os primeiros resultados dos testes de longa duração e do projeto piloto do campo de Lula. Desta vez, o destaque foi o alcance, apenas sete anos após a descoberta, da marca de 311 mil barris de petróleo produzidos por dia na região e o avançado estágio dos diversos projetos na região.
Nosso Plano de Negócios para o período de 2013 a 2017 prevê que a marca de 1 milhão de barris por dia (bpd) operada por nós no pré-sal será superada em 2017 e atingirá 2,1 milhões de bpd em 2020. A descoberta do pré-sal ocorreu em 2006, com o atual campo de Lula (antigo Tupi), na Bacia de Santos, no litoral do Rio de Janeiro. O primeiro óleo do pré-sal foi produzido em setembro de 2008, no campo de Jubarte, na Bacia de Campos, com a conexão de um poço à plataforma P-34, que já operava em reservatórios do pós-sal daquela bacia.
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