Ese resultado se alcanzó en menos de diez años tras el descubrimiento de esos yacimientos, lo que ocurrió en 2006. Y en menos de dos años después de haber alcanzado la producción de 500 mil barriles por día, en julio de 2014. Esto comprueba no solo la viabilidad técnica y económica del presal, sino también su alta productividad. En términos comparativos, el primer millón de barriles diarios de petróleo producido por Petrobras sólo fue alcanzado en 1998, trascurridos 45 años desde su fundación.

El récord de ahora se logró con la contribución de sólo 52 pozos productores, lo que comprueba el excelente retorno de las inversiones en el presal. Es importante destacar que el primer millón de barriles producido por día por la compañía, en 1998, se obtuvo con la contribución de más de 8 mil pozos productores.
"Los proyectos de producción del presal son, hoy, la principal apuesta y enfoque de inversiones de Petrobras, por su importancia estratégica y alta rentabilidad. Son además la garantía, junto con los demás proyectos de nuestro portafolio, de una mayor previsibilidad para nuestras metas y curva de producción", afirma la directora de Exploración y Producción de Petrobras, Solange Guedes.

Capacidad instalada
Hoy, ya operan en el presal de la Cuenca de Santos siete sistemas de producción de gran tamaño, interconectados a plataformas flotantes que producen, almacenan y exportan petróleo y gas. Son los FPSOs Cidade de Angra dos Reis (en operación desde 2010, en el campo de Lula); Cidade de São Paulo (2013 – campo de Sapinhoá); Cidade de Paraty (2013 - campo de Lula); Cidade de Mangaratiba (2014 – campo de Lula, área de Iracema Sul); Cidade de Ilhabela (2014 – campo de Sapinhoá, área Norte); Cidade de Itaguaí (2015 – campo de Lula, área de Iracema Norte); y Cidade de Maricá (2016 – campo de Lula, área de Lula Alto).

Otros ocho sistemas de producción operan tanto en el presal, como en el postsal de la Cuenca de Campos. Seis de esas unidades ya estaban produciendo en el postsal, pero, como presentaban capacidad disponible de procesamiento, hicieron posible una rápida interconexión de nuevos pozos perforados en las capas más profundas del presal. Son los sistemas interconectados a las plataformas P-48, en operación en el campo de Barracuda-Caratinga; P-53 y P-20, ambas en el campo de Marlim Leste; FPSO Capixaba, en el campo de Baleia Franca; P-43, en operación en el campo de Barracuda y el FPSO Cidade de Niterói en el campo de Marlim Leste.
Otras dos unidades fueron implementadas para operar de forma prioritaria en el presal: los FPSOs Cidade de Anchieta (2012) y la plataforma P-58 (2014), ambas para la producción en los campos de Jubarte, Baleia Azul y Baleia Franca.

Alta productividad
El expresivo volumen producido por pozo en el presal de la Cuenca de Santos, en torno a 25 mil bpd, está muy por encima del promedio de la industria. De los diez pozos con mayor producción en Brasil, nueve se encuentran localizados en esa área. El más productivo está localizado en el campo de Lula, con un caudal medio diario de 36 mil barriles de petróleo.

Esos resultados se deben a la evolución de los conocimientos de la geología y el comportamiento dinámico de las acumulaciones, al aumento progresivo de la eficiencia de los proyectos y a la introducción de tecnologías de última generación. En reconocimiento a las soluciones tecnológicas que fueron decisivas para el éxito de la implementación de los proyectos del presal, Petrobras recibió, en mayo de 2015, por tercera vez, el OTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations and Institutions, el premio más importante de la industria offshore mundial.
Costos competitivos

La combinación de las nuevas tecnologías con la aceleración de la curva de aprendizaje técnico, con enfoque en los costos y la productividad, hacer que los proyectos del presal sean altamente rentables para la compañía. Entre las nuevas fuentes de petróleo actualmente en desarrollo en el mundo, el presal brasileño es reconocido como una de las más competitivas, en razón de la alta productividad de los pozos, del bajo costo de extracción y de la aplicación de tecnologías de producción innovadoras desarrolladas por Petrobras y sus socios.

El costo promedio de extracción, como consecuencia de esos factores, también viene reduciéndose gradualmente a lo largo de los últimos años. Pasó de US$ 9,1 por barril de petróleo equivalente (crudo + gas) en 2014, a US$ 8,3 en 2015, y alcanzó un valor inferior a US$ 8 por barril en el primer trimestre de este año. Un resultado muy significativo en comparación con el promedio de la industria, que oscila en torno a US$ 15 por barril de petróleo equivalente.

Los costos de inversiones en esa frontera también están reduciéndose como consecuencia de la alta productividad de los reservorios, lo que ha exigido un menor número de pozos por sistema de producción. Además, la mejora de la eficiencia en la construcción de pozos ha permitido una reducción significativa en el tiempo de perforación y terminación. La combinación de estos factores ha asegurado una reducción significativa de las inversiones de los proyectos en implementación y aumentado su rentabilidad. A modo de ejemplo, el tiempo medio para la construcción de un pozo marítimo en el presal de la Cuenca de Santos era, hasta 2010, de aproximadamente 310 días. En 2015, ese tiempo bajó a 128 días y, en los primeros cinco meses de este año, a cerca de 89 días. La reducción obtenida en la duración total del tiempo de construcción de los pozos entre 2010 y 2016 fue del 71%.

Próximos Pasos

A principios del tercer trimestre de este año entrará en operación, también en la Cuenca de Santos, un nuevo sistema de producción, interconectado al FPSO Cidade de Saquarema, que se instalará en el campo de Lula, área de Lula Central. Esa plataforma tendrá capacidad para procesar hasta 150 mil bpd de petróleo y comprimir 6 millones de metros cúbicos de gas.

Otro sistema grande, conectado al FPSO Cidade de Caraguatatuba, será instalado en el campo de Lapa, en el tercer trimestre de este año, con capacidad para producir hasta 100 mil bpd de petróleo y comprimir hasta 5 millones de metros cúbicos de gas por día. Hasta 2020, están previstos 12 nuevos sistemas de producción en el presal de la Cuenca de Santos.