São Paulo – A Petrobras prevê instalar 11 novas plataformas para produzir no pré-sal até 2027, apostando na perspectiva de que a produção da camada alcance 2,4 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed) até 2027. A companhia espera iniciar a operação da terceira unidade da plataforma flutuante de produção, armazenagem e transferência de petróleo (FPSO, na sigla em inglês) Sepetiba, no campo de Mero, após colocar em produção os sistemas P-71, no campo de Itapu, e a FPSO Almirante Barroso, no campo de Búzios desde dezembro de 2022. Até 2025, a empresa colocará em operação outras duas unidades no campo de Mero, uma na Bacia de Campos e outras seis em Búzios até 2027.
O Plano Estratégico da Petrobras para o período de 2023 a 2027 destinou US$ 64 bilhões para investimentos em atividades de exploração e produção. Uma parcela de 67% desses recursos será destinada a investimentos no pré-sal. Com os novos projetos somados às unidades já em operação, a estimativa é que a companhia irá produzir um total de 3 milhões e 100 mil barris de óleo equivalente por dia (boed) em 2027, sendo 2,4 milhões boed no pré-sal (parcela própria da Petrobras), o que representará 78% do total da produção. No caso da produção operada (Petrobras + parceiros), a projeção é que o volume produzido no pré-sal alcance 3,6 milhões de boe em 2027.
Perspectivas promissoras para o campo de Búzios
Das onze novas plataformas programadas para o pré-sal até 2027, seis serão destinadas a Búzios: FPSOs Almirante Tamandaré (previsto para 2024); P-78 e P-79 (ambas para 2025); P-80 e P-82 (as duas para 2026), além da P-83 (2027). Atualmente o campo de Búzios opera com cinco plataformas, todas do tipo FPSO: P-74, P-75, P-76, P-77 e Almirante Barroso. E a perspectiva para o futuro é muito positiva. Das onze novas plataformas programadas para o pré-sal até 2027, seis serão destinadas a Búzios: FPSOs Almirante Tamandaré (previsto para 2024); P-78 e P-79 (ambas para 2025); P-80 e P-82 (as duas para 2026), além da P-83 (2027).
“Maior campo em águas ultraprofundas da indústria mundial, Búzios tem apresentado excelente resultado. Em junho, o campo alcançou produção acumulada de 1 bilhão de barris de óleo equivalente (boe), passados apenas cinco anos desde que iniciou sua operação. Para efeito de comparação, o campo de Marlim, na Bacia de Campos, levou 11 anos para atingir o patamar de 1 bilhão de boe e o campo de Tupi, no pré-sal, nove anos”, afirma a empresa.
Campo Unitizado de Mero
No segundo semestre de 2023, a Petrobras prevê instalar a segunda plataforma definitiva no campo de Mero: o FPSO Sepetiba, com capacidade de produzir até 180 mil bpd. Até 2025, a empresa colocará em operação outras duas unidades naquele campo, totalizando quatro sistemas. Mero é o terceiro maior campo do Brasil, atrás apenas de Tupi e Búzios, também localizados no pré-sal da Bacia de Santos.
Maior campo em águas ultraprofundas da indústria mundial, Búzios tem apresentado excelente resultado. Em junho, o campo alcançou produção acumulada de 1 bilhão de barris de óleo equivalente (boe), passados apenas cinco anos desde que iniciou sua operação. Para efeito de comparação, o campo de Marlim, na Bacia de Campos, levou 11 anos para atingir o patamar de 1 bilhão de boe e o campo de Tupi, no pré-sal, nove anos.
Novas plataformas para o pré-sal da Bacia de Campos
Além da Bacia de Santos, o pré-sal segue em ritmo de expansão na Bacia de Campos. Foi no campo de Jubarte, nessa bacia, onde a produção do pré-sal iniciou há 15 anos. E é esse mesmo campo que irá receber o FPSO Maria Quitéria em 2025, com capacidade para produzir até 100 mil bdp.
Em paralelo, a Petrobras segue empenhada em revitalizar seus ativos maduros da Bacia de Campos, ampliando a capacidade de produção com a implantação de novos sistemas. O campo de Albacora, por exemplo, que completou 35 anos de operação no ano passado, receberá em 2027 o novo FPSO do projeto de Revitalização de Albacora, com capacidade de produzir até 120 mil bpd operando tanto no pós-sal quanto no pré-sal.
São parceiras da Petrobras no pré-sal Shell, TotalEnergies, Petrogal, Repsol Sinopec, CNOOC, CNODC, Petronas, QatarEnergy e PPSA.
