fr.wedoany.com Rapport : Le 13 août, Petrobras a annoncé que l'actif de Tupi, situé dans le pré-sel du bassin de Santos, a atteint une production cumulée de 4 milliards de barils équivalent pétrole, devenant ainsi le premier actif pétrolier et gazier à atteindre ce volume de production dans les 73 ans d'histoire de l'entreprise. Les 4 milliards de barils correspondent à l'équivalent pétrole combiné du pétrole et du gaz naturel, et non à la seule production de pétrole brut.
Tupi est un actif central de la première phase du développement pétrolier et gazier en pré-sel au Brésil. Le projet a produit son premier pétrole en mai 2009, et le premier système commercial de production en pré-sel a été mis en service en 2010. La zone de développement est située au large du sud-est du Brésil, avec une profondeur totale maximale du réservoir d'environ 7 000 mètres, comprenant environ 2 000 mètres de profondeur d'eau, environ 2 000 mètres de couche de sel et environ 3 000 mètres de strates rocheuses. Les premières phases de construction ont favorisé le développement des technologies brésiliennes de forage et de complétion en eaux ultra-profondes, de systèmes de production sous-marins, de transport de pétrole et de gaz sur de longues distances et de plateformes de production flottantes.
Grâce à l'augmentation de la production et aux ajustements de la gestion du réservoir, l'actif Tupi/Iracema a de nouveau atteint cette année un niveau de production de 1 million de barils de pétrole brut par jour, niveau déjà atteint en 2019. En 2025, Petrobras a raccordé 11 nouveaux puits de production sur cet actif, portant le nombre total de puits forés à plus de 150. Actuellement, neuf unités de production offshore assurent le traitement, le stockage et l'exportation du pétrole et du gaz.
L'actif de Tupi est entré dans la phase de développement continu d'un champ mature, et les travaux ultérieurs seront axés sur le déploiement de nouveaux puits, l'amélioration du facteur de récupération, l'optimisation du système d'injection d'eau et la prolongation de la durée de vie des installations offshore existantes. Petrobras évalue également la faisabilité de l'installation d'une nouvelle plateforme de production après 2031 et étudie la prolongation de la durée d'exploitation de certaines plateformes existantes. Les nouveaux puits, la nouvelle plateforme et les plans de prolongation de durée de vie restent soumis à l'approbation des partenaires du projet et de l'Agence nationale du pétrole, du gaz naturel et des biocarburants du Brésil.
Tupi est opéré par Petrobras, avec des partenaires dont Shell et Petrogal Brasil, et la société de gestion du pétrole pré-sel PPSA participe au réservoir partagé de Tupi au nom du gouvernement fédéral. La redistribution des droits sur le réservoir achevée fin 2025 a ajusté la participation de Petrobras dans le réservoir partagé de Tupi de 67,216 % à 67,457 %.
La reprise de la production de Tupi s'inscrit également dans le cadre des efforts de Petrobras pour accroître la capacité de ses actifs matures en pré-sel. L'entreprise prévoit de ralentir le déclin naturel des grands champs en optimisant la gestion des réservoirs, en améliorant l'efficacité de l'injection d'eau, en raccordant de nouveaux puits et en prolongeant la durée de vie des installations existantes. Outre Tupi, les champs de Búzios et de Mero dans le bassin de Santos constituent également les principales sources d'augmentation de la production en pré-sel au Brésil.
Selon le plan d'affaires 2026-2030 de Petrobras, le pré-sel peut représenter jusqu'à 82 % de la production totale de pétrole et de gaz de l'entreprise au cours de la période de planification. D'ici 2030, la production totale de pétrole et de gaz de l'entreprise devrait se maintenir dans une fourchette de 3,1 à 3,4 millions de barils équivalent pétrole par jour.
