Se produjeron aproximadamente 2.828 MMbbl/d (millones de barriles por día) de petróleo y 133 MMm3/d (millones de metros cúbicos por día) de gas natural, totalizando 3.664 MMboe/d (millones de barriles equivalentes de petróleo por día). La información también se puede acceder, de forma interactiva, en los Paneles Dinámicos de Producción de Petróleo y Gas Natural.
Presal
La producción en el presal en junio registró un volumen de 2.759 MMboe/d (millones de barriles equivalentes de petróleo por día), con 2.188 MMbbl/d de petróleo y 90,7 MMm3/d de gas natural, que correspondieron al 75,3% de producción nacional. La producción se originó en 126 pozos.
Con la firma de los contratos de la segunda Subasta de Volúmenes Excedentes de la Cesión de Derechos, a partir de mayo de 2022, la producción de los campos Atapu y Sépia pasó a ser asignada, cada una, a dos contratos diferentes, uno bajo la cesión de derechos y el otro en régimen de producción compartida. En el caso de Atapu, las acciones se dividieron en 39,5% (cesión onerosa) y 60,5% (participación en la producción). En cuanto a Sepia, la división fue del 31,3% (cesión onerosa) y del 68,7% (producción compartida).
Uso de gas natural
En junio, el uso de gas natural fue del 96,7%. Se pusieron a disposición del mercado 53,5 MMm³/d y la quema de gas en el mes fue de 4,3 MMm³/d.
Origen de la producción
En este mes de mayo, los campos marinos produjeron el 97,4% del petróleo y el 81,7% del gas natural. Los campos operados por Petrobras fueron responsables por el 92,7% del petróleo y gas natural producido en Brasil.
Campos e instalaciones
En junio, el campo Tupi, en el presal de la Cuenca de Santos, fue el mayor productor de petróleo y gas natural, al registrar 714 Mbbl/d de petróleo y 33,1 MMm3/d de gas natural.
La Plataforma FPSO Carioca, produciendo en los campos Sépia y Sépia Leste, a través de cuatro pozos interconectados, produjo 172.904 Mbbl/dy fue la instalación con mayor producción de petróleo.
La planta de Polo Arara, que produce en los campos de Arara Azul, Araracanga, Carapanaúba, Cupiúba, Rio Urucu y Leste do Urucu, a través de 35 pozos conectados a ella, produjo 7.064 MMm³/d y fue la planta con mayor producción de gas natural.
Estreito, en la Cuenca Potiguar, tuvo la mayor cantidad de pozos productores en tierra: 896.
Tupi, en la Cuenca de Santos, fue el campo marino con mayor número de pozos productores: 58 .
Campos de acumulación marginal
Estos campos produjeron 663 boe/d, 194,2 bbl/d de petróleo y 74,5 Mm³/d de gas natural. El campo Iraí, operado por Petroborn, fue el mayor productor, con 273,6 bep/d.
Otras informaciones
A junio de 2022, 265 áreas concedidas, cinco áreas de cesión de derechos y ocho áreas de reparto, operadas por 42 empresas, eran responsables de la producción nacional. De estos, 65 son offshore y 213 onshore, 12 de los cuales corresponden a contratos de áreas con acumulaciones marginales. La producción se llevó a cabo en 5.445 pozos, 470 de los cuales costa afuera y 4.975 en tierra. El grado API promedio del petróleo extraído en Brasil fue de 28, con 2,2% de la producción considerada petróleo liviano (>=31°API), 92,8% petróleo mediano (>=22 API y
Las cuencas terrestres maduras (campos/pruebas de largo plazo en las cuencas de Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe y Alagoas) produjeron 85.428 Mbep/d, con 61.286 Mbbl/d de petróleo y 3.838 MMm³/d de gas natural. De ese total, 36,8 mil boe/d fueron producidos por Petrobras y 48,6 mil boe/d por concesiones no operadas por Petrobras, de los cuales: 19.999 en Bahía, 19.181 boe/d en Rio Grande do Norte, 7.329 boe/d en Alagoas, 1.847 bep/d en Espírito Santo y 257 bep/d en Sergipe.
Fuente: TN Petróleo