Projeto piloto de Tupi só produzirá 100 mil barris diários em 2012

O projeto piloto do campo petrolífero de Tupi, na bacia de Santos, só atingirá a produção prevista de 100 mil barris diários em 2012, e se os testes comprovarem a produtividade esperada pela Petrobras, afirmou nesta quinta-feira o assessor técnico de exploração e produção no pré-sal da estatal Alberto Sampaio. "Existe uma incerteza associada, é um projeto piloto, há uma expectativa de se alcançar essa produção e se a gente não alcançar com os poços projetados a gente conecta mais um ou dois poços, mas deve alcançar 100 mil b/d com os poços projetados", disse ele a jornalistas após palestra na Rio Oil & Gas. A plataforma flutuante que será instalada em Tupi, a FPSO Angra dos Reis, já está cruzando o Atlântico e chega ao Brasil em outubro, quando será conectada aos poços produtores. A previsão é de que a produção comece até o final do ano e inicialmente manterá os mesmos 14 mil barris diários que estão sendo produzidos durante o teste de longa duração (TLD), iniciado em maio de 2009. O projeto piloto de Tupi será a primeira prova de fogo da Petrobras na região do pré-sal, uma nova fronteira aberta pela empresa e que promete colocar o Brasil entre os maiores produtores mundiais de petróleo nos próximos anos. O objetivo é declarar a comercialidade do campo até o final do ano e gradativamente buscar a produção de 100 mil barris até 2012. Para o restante da região petrolífera a Petrobras programa a instalação de plataformas padronizadas, que começarão a ser instaladas a partir de 2015 e terão capacidade para produzir 150 mil barris diários de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás natural. "A idéia é ter módulos padronizados e colocar menos ou mais equipamentos [plataformas] de acordo com a vazão do campo", disse em palestra no mesmo evento o engenheiro Giovanni Cavalcanti Nunes. A partir de 2015 serão instaladas oito dessas plataformas padronizadas na região do pré-sal, gerando uma produção de 1 milhão de barris a partir de 2017, informou. As barreiras tecnológicas no entanto precisam ser ultrapassadas, destacaram os executivos, principalmente em relação ao grande volume de dióxido de carbono (CO2) que será liberado junto ao óleo e gás natural produzido pela estatal em larga escala.