O primeiro óleo abaixo da camada do sal foi produzido no dia 2 de setembro do ano passado, no Campo de Jubarte, na Bacia de Campos, no litoral sul do Espírito Santo. A produção do pré-sal, no entanto, começou para valer com o início do teste de longa duração do Campo de Tupi, na Bacia de Santos, a maior descoberta do pré-sal até o momento, com reservas estimadas entre 5 bilhões e 8 bilhões de barris de petróleo e óleo equivalente.
A P-34, plataforma utilizada no Espírito Santo, já produzia petróleo no Campo de Jubarte desde dezembro de 2006, mas em um reservatório localizado acima da camada de sal. A antecipação da produção da camada pré-sal no Espírito Santo foi possível porque a plataforma estava situada a apenas 2,5 quilômetros do poço exploratório, abaixo do Campo de Jubarte, em lâmina d’água de 1.375 metros.
O poço de Jubarte está localizado a 70 quilômetros da costa do Espírito Santo, com o óleo sendo extraído a 4.700 metros de lâmina d’água (distância da superfície até o reservatório), tendo, para isso, que ultrapassar uma camada de 200 metros de sal.
No caso de Tupi, no entanto, o reservatório está a mais de 6 mil metros de profundidade e a camada de sal chega a cerca de 2 mil metros, uma situação que predomina nos demais campos da nova província.
No dia 10 de maio deste ano, a Petrobras iniciou uma nova era do setor petrolífero do país, com a produção do Campo de Tupi, o primeiro a ser descoberto na área do pré-sal da Bacia de Santos e a maior reserva já descoberta no país.
O início da produção no Campo de Tupi ocorreu nos moldes do chamado teste de longa duração, a partir de uma plataforma do tipo que explora, produz e estoca petróleo e gás com uma vazão inicial de 30 mil barris de petróleo por dia. A unidade encontra-se ancorada a 2.140 metros de profundidade.
No fim de 2010, concluído o teste de longa duração, entrará em operação o projeto-piloto de Tupi, que terá capacidade para produzir e processar diariamente 100 mil barris de óleo e 4 milhões de metros cúbicos de gás. O primeiro módulo definitivo do projeto de desenvolvimento da área poderá ser uma extensão do projeto-piloto.
Com duração inicialmente prevista de 15 meses, o teste de Tupi colherá as informações técnicas para o desenvolvimento dos reservatórios descobertos pela empresa na Bacia de Santos.
Para a Petrobras, o início do teste de longa duração de Tupi inaugura o desenvolvimento de uma nova fronteira exploratória, constituída por reservatórios de petróleo em rochas carbonáticas do tipo microbiais (originadas de micro-organismos fossilizados há milhões de anos), localizados a cerca de 5 mil metros de profundidade a partir do leito marinho e sob lâmina d’água de mais de dois mil metros”.
Na avaliação da companhia, é um desafio tecnológico inédito não só por exigir a construção de poços que atravessarão cerca de 2 mil metros de sal, como também reservatórios formados por rochas ainda pouco conhecidas na indústria. Por serem jazidas localizadas a grande distância da costa, será exigido novo e complexo modelo logístico para transporte de pessoas e equipamentos, assim como para armazenamento e escoamento da produção.
A empresa considera o Campo de Tupi, que acumula óleo de médio a leve de boa qualidade, como um ponto de partida para que se conheça melhor o pré-sal. Ao mesmo tempo, entende que a atividade de produção subsidiará o corpo técnico da Petrobras para os futuros projetos de desenvolvimento da produção da província, descoberta depois que, em 2003, a empresa diversificou seus trabalhos exploratórios em mar para norte e sul do núcleo central da Bacia de Campos.
Hoje, o teste de longa duração de Tupi está suspenso temporariamente. A estatal foi obrigada a fechar o poço de produção, na região do pré-sal da Bacia de Santos, por causa de um problema de fabricação nos parafusos de fixação da “árvore de natal molhada”, um equipamento submarino de controle da produção.
A Petrobras destacou que o problema verificado não está relacionado com aspectos de produção do campo ou de tecnologia e não tem impacto no desenvolvimento do polo.
O campo de Tupi é operado pela Petrobras (65%) em parceria com a britânica BG Group (25%) e com a portuguesa Galp Energia (10%) e deverá voltar a operar neste mês de setembro.
Fonte: Agência Brasil