LOS HALLAZGOS garantizan la Producción futura

El éxito de la actividad exploratoria en la sección presal de las cuencas sedimentarias brasileñas del Sur y Sudeste marcó el año 2008. A partir de este éxito, Petrobras construirá los pilares que sustentarán el crecimiento de la producción de petróleo en las próximas décadas.

Plataforma de producción P-53, en el campo de Marlim Leste
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En la Cuenca de Santos, en agosto, la compañía descubrió una acumulación significativa de crudo ligero y gas natural, con un volumen recuperable estimado entre 3 y 4 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe) en el área conocida como Iara (bloque original BM-S-11). Este descubrimiento fue resultado de la perforación del pozo 1-RJS-656, a unos 230 km del litoral de la ciudad de Rio de Janeiro, en una lámina de agua de 2.230 metros. La nueva área se suma a la de Tupi, descubierta en 2006 en el mismo bloque, con un volumen recuperable estimado entre 5 y 8 mil millones de boe, conforme se anunció en noviembre de 2007. Petrobras posee el 65% de esta concesión y está asociada, en esa área, a BG Group y a Galp Energía, que poseen, el 25% y el 10% de participación, respectivamente.

Asimismo, en la Cuenca de Santos la compañía identificó la presencia de petróleo ligero (28º API) en el área conocida como Guará, en la sección presal. El yacimiento se localiza en el bloque BM-S-9, operado por Petrobras (45%), en asociación con BG Group (30%) y Repsol YPF (25%). En la misma cuenca, la compañía anunció, en 2008, el descubrimiento de gas natural y condensado en el área de Júpiter, localizada en el bloque BM-S-24, operado por Petrobras (80%) en sociedad con Galp Energía (20%). Además, el consorcio formado por Petrobras (66%), Shell (20%) y Galp Energía (14%) comprobó la presencia de petróleo en reservorios del presal, en el bloque BMS-8 (Bem-Te-Vi), en aguas ultraprofundas de la Cuenca de Santos.

En el litoral de Espírito Santo, al norte de la Cuenca de Campos, se realizaron dos descubrimientos importantes en la sección presal del Parque das Baleias, en los campos de Baleia Azul y Baleia Franca, con un volumen recuperable total estimado entre 1,5 y 2 mil millones de boe (30º API). El volumen total de crudo estimado en el área del Parque das Baleias, incluyendo los reservorios situados en la parte superior e inferior de la capa de sal, asciende a aproximadamente 3,5 mil millones de boe.

En septiembre, con el inicio de la prueba de larga duración del pozo 1-ESS-103A, interconectado a la plataforma P-34, en el campo de Jubarte, al norte de la Cuenca de Campos, la compañía comenzó a producir en la sección presal del litoral de Espírito Santo.

Nuevas operaciones - A lo largo del año, dos nuevas plataformas iniciaron sus actividades en la Cuenca de Campos. En abril, en el campo de Badejo, comenzó a operar la plataforma FPSO Cidade do Rio das Ostras. Se trata de la primera unidad proyectada para producir petróleo extrapesado, con capacidad de producción de 15 mil bpd y almacenamiento de hasta 200 mil barriles de petróleo. En noviembre, en el campo de Marlim Leste, entró en operación la plataforma P-53, con capacidad de producción de 180 mil bpd de crudo y 6 millones de m3/d de gas natural.

En 2008, estos dos proyectos, más el aumento de producción de las plataformas instaladas en 2007 (FPSO Rio de Janeiro, Piranema, FPSO Cidade de Vitória, P-52 y P-54), compensaron toda la declinación natural de la producción y además garantizaron a la compañía un aumento del 3,5% en la producción de crudo y LGN, que llegaron a una media de 1.855 mil bpd.

Durante el año se perforaron y se concluyeron 373 pozos para el desarrollo de la producción, de los cuales 345 en tierra y 28 en el mar. En el área de exploración se perforaron 135 pozos, de éstos, 88 en tierra y 47 en el mar, de los cuales 37 esperan evaluación. El índice de éxito exploratorio se situó en el 44%.

El coste medio de extracción, sin participación gubernamental, fue de US$ 9,26 por boe, un incremento del 20,3% en comparación con el registrado el año anterior. Al considerar las participaciones gubernamentales, ese coste llegó a US$ 26,08 por boe, un 34,5% superior al verificado en 2007. En reales, el coste medio de extracción fue de R$ 17,08, un 14,8% por encima del registrado el año anterior. Incluidas las participaciones gubernamentales, el coste ascendió a R$ 47,61, un aumento del 28,6% respecto de 2007. La diferencia entre el coste en dólares y en reales proviene de la apreciación del 6% del real en relación con la moneda estadounidense (dólar medio), en comparación con el periodo anterior.

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL

La oferta de gas natural, en Brasil, registró un crecimiento expresivo. Eso se debió, principalmente, a la ampliación de la capacidad del sistema de transferencia de gas y a la entrada en operación de las plataformas P-52 y P-54 en el campo de Roncador, a fines de 2007, y de los nuevos sistemas de producción instalados en el campo de Peroá.

La producción de gas natural totalizó 51,1 millones de m3/d, con un aumento del 17,8% con relación a 2007. Este crecimiento deberá mantenerse en 2009 con el inicio de operación de las plataformas P-53, a fines de 2008, y P-51, a inicios de 2009, además de la continuidad en la implantación de proyectos del Plan de Anticipación de la Producción de Gas (Plangás).

DESCUBRIMIENTOS DE PETRÓLEO Y GAS

Además de los descubrimientos en la sección presal, Petrobras obtuvo un elevado éxito en la exploración de otras áreas en Brasil.

El bloque BMS-40, en aguas someras de la Cuenca de Santos, reveló una acumulación de petróleo ligero en el área conocida como Tiro. Una prueba realizada por Petrobras –concesionaria exclusiva del bloque– comprobó un potencial de producción estimado en 12 mil bpd. Un segundo descubrimiento de petróleo ligero ocurrió en el mismo bloque, también en aguas someras, a 9,3 kilómetros de Tiro, en el área de Sidon. Datos preliminares de esas dos áreas permiten estimar un volumen recuperable de aproximadamente 150 millones de boe en este bloque.

A su vez, en la Cuenca de Espírito Santo hubo un descubrimiento más en el campo de Golfinho, por medio del pozo 4-GLF-23-ESS. Las estimaciones indican un potencial de 60 millones de barriles de petróleo recuperable. Por otro lado, en la parte sur de la Cuenca de Jequitinhonha, la perforación del pozo 1-BAS-147 comprobó la presencia de hidrocarburos en reservorios arenosos localizados por encima de la capa de sal y a cerca de 3.630 metros de profundidad. El pozo se encuentra en la concesión BM-J-3, donde Petrobras (operadora) y StatoilHydro son socias, con el 60% y el 40%, respectivamente. Este bloque se encuentra a 74 kilómetros de la costa del estado de Bahia, en una lámina de agua de 2.354 metros. Este descubrimiento abre grandes perspectivas para la cuenca, donde Petrobrás posee dos concesiones exploratorias más, BM-J-4 y BM-J-5, con el 100% de participación.

EL DESAFIO DEL PRESAL

La sección presal de las cuencas sedimentarias del Sudeste y Sur se extienden, de forma heterogénea, desde el sur de la Cuenca de Santos hasta el norte de la Cuenca de Campos, ocupando un área de aproximadamente 800 km de largo por 200 km de ancho, en aguas profundas y ultraprofundas.

El polo Presal de la Cuenca de Santos está compuesto por las áreas remanentes de los bloques BM -S-8, BM -S-9, BM -S-10, BM -S-11, BM -S-21, BM -S-22 y BM -S-24. El polo se localiza a unos 300 km de la costa del estado de Rio de Janeiro y a unos 350 km de la costa del estado de São Paulo, en láminas de agua que varían entre 1.900 y 2.400 metros.

Con excepción del bloque BM -S-24 (Júpiter), todos los demás poseen planes de evaluación aprobados por la ANP . Estos planes prevén la perforación de 22 pozos de evaluación en el área durante los próximos cinco años, junto con la ejecución de siete pruebas de larga duración (TL D, por sus siglas en portugués).

Asimismo, en el presal de la Cuenca de Santos, donde Petrobras posee cerca del 60% de los intereses económicos, se tiene la expectativa de alcanzar una producción de petróleo que llegue a la marca de 1 millón de bpd en 2017, sólo 12 años después del descubrimiento de Parati en el bloque BM -S-10, en 2005.

Los descubrimientos en la sección presal en el norte de la Cuenca de Campos (Parque das Baleias), donde Petrobras posee la totalidad de los intereses económicos, confirman el potencial de toda la extensión de la sección presal en las cuencas del Sur y Sudeste de Brasil.

En función de la magnitud y del impacto en los diversos negocios de la compañía, el polo presal de la Cuenca de Santos exigirá que la concepción de las estrategias de desarrollo, así como la planificación y ejecución de los proyectos sean conducidas de forma integrada, englobando las diversas áreas de la compañía.

Para coordinar esa compleja red de competencias, Petrobras creó, en 2008, una gerencia ejecutiva en el área de Exploración y Producción dedicada a la planificación y a la definición de la estrategia de desarrollo de esta nueva frontera exploratoria. También se elaboró el Plan Director de Desarrollo Integrado del Polo Presal (Plansal), para potenciar los beneficios de una visión integrada y de una planificación de largo plazo.

El objetivo principal del Plansal es identificar y priorizar el conjunto de estrategias que se implementarán en las áreas impactadas, considerando el nivel inicial de conocimiento de las características de las acumulaciones de petróleo recién descubiertas y las condiciones de la industria del petróleo en Brasil, principalmente en los aspectos regulatorios, mercadológicos y de abastecimientos de recursos críticos.

Entre las oportunidades generadas por el desarrollo de la capa presal destacan:

  • La creación de conocimientos, programas tecnológicos y alianzas con universidades e institutos de investigación, fortaleciendo la integración con la comunidad técnica brasileña e internacional;
  • La ampliación de las oportunidades de empleo, con formación de mano de obra especializada;
  • Nuevas soluciones de unidades, sistemas y polos de producción (equipamientos y logística);
  • El desarrollo de la industria de base y la expansión de las empresas de ingeniería, de la industria naval y afines, y de grandes equipamientos.

ÁREAS MARÍTIMAS Y TERRESTRES

Petrobras declaró ante la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), en 2008, la viabilidad comercial de 18 descubrimientos, de los cuales 17 están en tierra y uno en el mar. Todas las áreas en tierra se incorporaron a los campos vecinos, que ya se encontraban en producción. De esos campos, tres se localizan en la Cuenca Potiguar, cinco en Sergipe-Alagoas, uno en Recôncavo y seis en Espírito Santo. Aún en tierra, se declaró la comercialidad de los campos de Corruíra, en la Cuenca de Espírito Santo, y Mutum, en la Cuenca de Sergipe-Alagoas. En el mar, fue declarado comercial el campo de gas en el área de Camarupim Norte, continuación del campo de Camarupim, en la parte norte de la Cuenca de Espírito Santo.

NUEVOS BLOQUES EXPLORATORIOS

En la décima ronda de licitaciones de la ANP, en diciembre de 2008, Petrobras adquirió 27 bloques exploratorios, lo que representa el 50% de los 54 bloques ofrecidos en la licitación, que totalizan 20,3 mil km2. El monto ofrecido por la compañía y sus asociadas sumaron en total R$ 56,7 millones. De ese valor, R$ 40 millones le corresponden a Petrobras. De los 27 bloques adquiridos, la compañía es operadora en 22, siendo que, 5 en asociaciones y 17 con derechos exclusivos. En los otros 5 bloques las asociadas están a cargo de la operación.

La cartera de concesiones exploratorias de la compañía, con las adquisiciones y las devoluciones efectuadas en 2008, acumula 265 bloques, sumando 142,3 mil km2. Aparte de eso, 35 áreas más en operación, con 12,7 mil km2, se encuentran en fase de evaluación de descubrimientos. El área exploratoria actual de Petrobras totaliza 155 mil km2.

RESERVAS PROBADAS

Las reservas probadas de crudo, condensado y gas natural de Petrobras en Brasil llegaron a 14,09 mil millones de boe en 2008 por el criterio ANP/SPE, un volumen que corresponde a un aumento del 1,2% con relación al año anterior. Fueron apropiados 920 millones de boe en reservas y producidos 747 millones de boe, añadiendo a las reservas probadas de la compañía 173 millones de boe. Con esta incorporación, el Índice de Reposición de Reservas (IRR) se mantuvo en el 123%, lo que significa que para cada barril de petróleo equivalente producido en el año se añadieron 1,23 barriles a las reservas. El indicador reserva/producción (R/P) disminuyó de 19,6 a 18,9 años.

En 2008, las apropiaciones en los campos existentes por medio de proyectos de aumento de recuperación fueron, en parte, responsables del aumento de las reservas probadas. También contribuyeron a obtener ese resultado los descubrimientos en los bloques exploratorios incorporados a los campos de producción existentes. El presal de Espírito Santo agregó 128 millones de boe a las reservas probadas.

PROYECTOS PARA EL FUTURO

Los descubrimientos en la capa presal tendrán una atención especial, comenzando por la prueba de larga duración en el campo de Tupi (TLD), en 2009. Para realizar la prueba se utilizará el buque FPSO BW Cidade de São Vicente, con una capacidad de producción de 30 mil bpd.

En 2009, cuatro nuevos sistemas deberán comenzar a producir en la Cuenca de Campos:

  • Campo de Marlim Sul, Módulo 2 — Está previsto el inicio de las actividades de la P-51, la primera plataforma totalmente construida en Brasil, con inversiones superiores a US$ 1 mil millones, con capacidad de producción de 180 mil bpd de crudo y 6 millones de m3/d de gas natural;
  • Campo de Marlim Leste — Está programada la entrada en operación del FPSO Cidade de Niterói, con capacidad para producir 100 mil bpd
  • Campo de Frade — Entrará en producción el FPSO de Frade, con una capacidad de 100 mil bpd de crudo y 2,5 millones de m3/d de gas natural, operado por Chevron, con el 30% de participación de Petrobras;
  • Parque das Conchas (área integrada por los campos Ostra, Argonauta y Abalone) — Está previsto el inicio de la producción del FPSO Espírito Santo, con una capacidad de 100 mil bpd de crudo y 1,4 millones de m3/d de gas natural, operado por Shell, con el 35% de participación de Petrobras.

La producción de gas natural también se expandirá con varios proyectos de producción de gas no asociado. Tres de estos proyectos forman parte del Plangás: El FPSO Cidade de São Mateus, con una capacidad de 10 millones de m3/d, en el campo de Camarupim (Cuenca de Espírito Santo); la interconexión de un pozo del campo de Canapu al FPSO Cidade de Vitória (Cuenca de Espírito Santo), con una capacidad de 2 millones de m3/d; y la interconexión de un pozo de Lagosta a la plataforma de Merluza (Cuenca de Santos), con 1,8 millones de m3/d.

Se prevé que para 2009, en el campo de Manati, en el estado de Bahia, la plataforma habrá ampliado su capacidad de producción a 8 millones de m3/día de gas natural.