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 na quarta-feira (8) 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.

Fraga destacou os resultados do pré-sal durante o painel "Megaprojetos: Explorando as Oportunidades e Desafios", realizado na manhã de quarta. O executivo também participou, na terça-feira (7), 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, Fraga 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.

Ao expor a experiência da Petrobras na gestão de megaprojetos, o executivo 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 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 companhia tem 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”.

Em sua palestra, Fraga também enfatizou os importantes avanços tecnológicos que têm sido obtidos nas mais diversas áreas e reconheceu o trabalho de equipe que tem sido desenvolvido com a participação dos parceiros da Petrobras nos projetos e dos fornecedores.

Essa foi a terceira vez que a Petrobras apresentou, 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.

O Plano de Negócios da Petrobras para o período de 2013 a 2017 prevê que a marca de 1 milhão de barris por dia (bpd) operada pela Petrobras 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.