El hito se produce en el mismo año que se cumplen 20 años de la firma del contrato de concesión del bloque BM-S-11, donde se ubica el campo, que hoy es el mayor productor de aguas profundas del mundo, con una producción de aproximadamente 1 año. millones de barriles por día (bpd).

La producción acumulada ocurre apenas diez años después de la entrada del primer sistema de producción definitivo, Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga (FPSO) Cidade Angra dos Reis, y catorce años después del descubrimiento, en 2006. Entre 2010 y 2019, el consorcio, formado por Petrobras, operador con una participación del 65%, en sociedad con Shell Brasil Petróleo Ltda (25%) y Petrogal Brasil SA (10%), puso en operación nueve sistemas de producción, en promedio uno por año.

Para ello, Petrobras tuvo que superar una serie de desafíos sin precedentes en la industria, como la lejanía de la costa y la existencia de embalses con pocos análogos en el mundo, en aguas ultraprofundas y bajo una gruesa capa de sal. En este contexto, en alianza con instituciones de investigación y empresas asociadas y proveedores, Petrobras ha desarrollado una serie de tecnologías e innovaciones que han permitido la producción en los campos del presal, de manera segura y rentable, además de ser un referente en términos de su desempeño ambiental. Por las nuevas tecnologías desarrolladas, Petrobras recibió en 2015 el principal galardón de la industria, el Premio al Logro Distinguido para Empresas, Organizaciones e Instituciones, promovido por la Conferencia de Tecnología Offshore (OTC)

Futuro de Tupi

Petrobras, junto con sus socios en el bloque BM-S-11, ya está desarrollando varias iniciativas con el objetivo de revitalizar el campo incluso antes del inicio de su declive, buscando incrementar el factor de recuperación de petróleo y gas que se puede extraer. campo y así maximizar el valor del activo. Para ello, desarrolla proyectos de interconexión de nuevos pozos a los sistemas de producción ya implementados y el uso de tecnología de inyección alterna de agua y gas (Water Alternating Gas - WAG), para mantener la presión del yacimiento.

Además de estos proyectos, Petrobras, junto con sus socios, busca desarrollar otras tecnologías que permitan la creación de valor al incrementar la eficiencia de las operaciones, con bajo costo y alta confiabilidad, y que puedan contribuir al incremento del factor de recuperación y extensión de longevidad de la producción en el campo Tupi.

Fuente: TN Petróleo