Perspectivas petroleras 2010: Brasil
Perspectivas petroleras 2010: Brasil
Por Hernán Federico Pacheco.- Un giro en la jerarquía petrolera latinoamericana se encuentra en curso, a medida que la creciente producción de Brasil dejó al país a las puertas de superar a las potencias petroleras tradicionales de la región: México y Venezuela. La producción brasileña llegará a 2,43 millones de barriles/día en 2011. En cambio, la oferta de México caerá de 3,4 a 2,5 millones de barriles. Venezuela, en franco declive, bordea los 2,1 millones de barriles. Versión ampliada del artículo publicado en la edición impresa.
Las tendencias actuales sugieren que Brasil podría llegar al primer lugar para 2011, a medida que sus campos offshore ultraprofundos comiencen a bombear en los próximos meses. Mientras tanto, México y Venezuela vieron cómo su producción cayó dramáticamente en los últimos años. La alta producción petrolera tradicional hizo que las compañías estatales en esos países se volvieran complacientes a la hora de buscar nuevas fuentes de energía.
El gigante estatal brasileño Petróleo Brasileiro SA, responsable de más de 95% de la producción brasileña, produjo poco más de 2 millones de barriles al día en noviembre pasado. Esto, sumado a su producción anual de gas natural y sus operaciones fuera de Brasil, aumenta la producción diaria de Petrobras a cerca del equivalente a 2,6 millones de barriles de petróleo, 5,5% más que hace un año. La tendencia es que la producción de crudo de Brasil siga subiendo, a medida que los yacimientos del presal comiencen a producir. Petrobras estableció una meta de 2,25 millones de barriles por día para 2010 y 2,43 millones en 2011.
Los vientos están soplando en la dirección opuesta en México, que pasó apuros con el declive de la producción y pocos nuevos hallazgos. La producción de crudo de México cayó desde un máximo de 3,4 millones de barriles al día en 2004 hasta un promedio de 2,6 millones en octubre último.
Un año atrás, trazar perspectivas para Petrobras y el presal brasileño era una tarea un tanto complicada. En el auge de la crisis y de la recesión económica, el sector petrolero enfrentaba un gran pesimismo, más aún con el precio del barril cayendo ininterrumpidamente. En 2010 intervendrá una serie de factores: la demanda y el precio internacional del petróleo, posibles cambios regulatorios, información acerca de los desarrollos en el presal y el nuevo plan de capitalización de la estatal brasileña (el proyecto ya está en marcha y ocurrirá en la primera mitad del año) son sólo algunos de los elementos importantes para el presente año.
La estatal posee diversas plataformas que aún no alcanzan sus picos de producción, como el P-51 (Marlim Sur), la FPSO Ciudade de Niteroi, la FPSO Frade y la FPSO Espírito Santo, cuya expansión de actividades debe repercutir positivamente en la producción de gas y petróleo de la compañía en los próximos trimestres. La incertidumbre, sin embargo, es si las inversiones redireccionadas al desarrollo de la producción en el corto plazo no fueron disminuidas en función de los esfuerzos para viabilizar el presal, aunque el enorme potencial del presal ya está incorporado a los papeles de la estatal.
Con respecto al marco regulatorio, las nuevas propuestas, cuyo desenlace deberá ser conocido en el primer semestre de 2010, buscan beneficiar al gobierno en la apropiación del petróleo extraído y fortalecer su peso decisivo en el sector, además de favorecer a Petrobras, que tendrá el espacio garantizado en la explotación de los importantes descubrimientos. Sin embargo, los riesgos también existen, y por las señales, no son pocos. Una, por ejemplo, es la posibilidad de que Petrobras sea la única operadora en el área, lo que podría “forzar” a la empresa a operar o destinar inversiones muy grandes en proyectos poco rentables. Además, la adopción de un modelo de reparto híbrido, con cobro de royalties, puede resultar en disminución de ingresos y reducción de la rentabilidad de los proyectos.
Al parecer, el reparto de la producción aún no quita el interés de empresas extranjeras en Brasil. Es por lo menos el caso de la francesa Total, que aguarda la 11ª Ronda de Licitaciones de la Agência Nacional do Petróleo (ANP). La licitación fue aplazada para inicios de 2010 debido a las dificultades de obtención, por parte del gobierno federal, de licencias ambientales. En el área de explotación, Total es socia de Petrobras y Devon en el campo Xerelete, descubierto en el bloque BC-2 de la Cuenca de Campos. Las socias aguardan la aprobación de la ANP para la unificación de esa área con el bloque BM-C-14, que tiene sólo a Petrobras y Total como socias. Las dos áreas son de la llamada Ronda Cero, cuando las asociaciones fueron negociadas directamente con Petrobras antes de la primera licitación de la ANP, en 1999. 
A pedido de la ANP, el Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aplazó para principios de 2010 la decisión sobre la realización de la 11ª Ronda de Licitación de Bloques de Petróleo y Gas Natural. La agencia pidió el aplazamiento ya que, debido de temas ambientales pendientes, la mitad del área que la agencia quería ofrecer en la subasta no podría ser colocada en disputa, pues tuvieron que ser retirados 70 mil kilómetros cuadrados en áreas de explotación de la Cuenca del Solimões. Esta superficie corresponde a la mitad de las áreas puestas en licitación.
Brasil concentrado en la Cuenca de Santos
En 2010, el segmento petrolero brasileño deberá tener una etapa atareada. Este año será de gran trabajo en el presal de la Cuenca de Santos. Petrobras planea perforar 13 pozos en el área, lo que implicará una inversión elevada, considerando que cada pozo cuesta entre US$60 millones y US$120 millones, dependiendo del tipo. Se trata de un número considerable también tomando en cuenta que hasta ahora fueron perforados 16 pozos en todo el presal desde 2006. La compañía ya está produciendo 35 mil barriles de petróleo en el presal, 20 mil barriles por día en Tupi, y 15 mil barriles en el campo Jubarte, en el Parque das Baleias.
Pero Santos es la estrella del momento, o por lo menos de las próximas décadas. Allí están los bloques donde fueron encontrados los mayores volúmenes recuperables de petróleo hasta ahora: Tupi e Iara (en el BM-S-11), Paratí (BM-S-10), Carioca (BM-S-9), Bem-Te-Vi (BM-S-8), Caramba (BM-S-21), Júpiter (BM-S-24) y Azulão (BM-S-22, ese último de Exxon). Sólo el llamado polo de Tupi va a responder por 40% de la producción total de Petrobras en 2020, cuando el actual plan estratégico prevé que la estatal estará produciendo 3,92 millones de barriles por día, de los cuales, 1,8 millones en el presal. Hasta ahí, la Cuenca de Santos habrá reducido la importancia relativa de la Cuenca de Campos, que hoy es responsable por 80% de la producción brasileña de petróleo. Las inversiones serán multimillonarias: US$18,4 mil millones hasta 2013 y US$111 mil millones hasta 2020. Los números de 2010 se están revisando y estarán en el plan estratégico hasta 2014, que aún no tiene fecha de divulgación.
Actualmente, Petrobras implementa la llamada “fase cero” de la producción de petróleo y gas del presal de Santos. La producción se realiza a través de un test de larga duración (TLD) en Tupi con la plataforma Cidade de São Vicente y de un TLD en Jubarte con la plataforma P-34. La compañía intentará anticipar de diciembre a octubre la instalación de un proyecto piloto de producción en el área, con una plataforma que tendrá capacidad para 100 mil barriles de petróleo por día.
Cuando el piloto sea instalado, la plataforma que hoy hace el TLD será desplazada a otra área. Antes de finalizar el año serán iniciadas tres pruebas más de larga duración en Guará, Paratí y, probablemente, en un área llamada Tupi Nordeste. La localización de esas áreas está en fase de evaluación y podrán ser alteradas. La plataforma que será instalada en Guará, la Dynamic Producer, está siendo construida en Singapur y debe comenzar a operar en el primer semestre. Con un programa exploratorio más intenso, el movimiento de navíos en el presal no podía ser pequeño. Hasta 2011, la compañía va a recibir 23 sondas de perforación, que ya fueron contratadas.
Este año Petrobras recibirá entre seis y siete sondas de perforación y puede alquilar más equipos si el precio fuera adecuado. Estas van a perforar hasta 11 pozos de evaluación exploratoria y dos de desarrollo de la producción en el presal durante 2010. El número final de pozos dependerá de la cantidad de sondas disponibles.
Otro evento importante será el lanzamiento de un gasoducto de 225 kilómetros de extensión que conectará el piloto de Tupi a la plataforma de Mexilhão y de allá para el continente, en Caraguatatuba (SP). Inicialmente, el piloto de Tupi va a “exportar” 3 millones de metros cúbicos de gas, y el dióxido de carbono (CO) será separado en la plataforma antes de ser enviado. Una parte del CO será reinyectado en el campo para aumentar la producción de petróleo. El proyecto de Petrobras para el gas y el CO encontrado en los campos del presal es un desafío en cuanto a tecnología. Petrobras quiere evitar la emisión de gas carbónico en la atmósfera.
Petrobras estudia alternativas para aumentar la producción y evitar la emisión de CO en la atmósfera. La primera es la inyección de agua en la reserva, que aumenta el factor de recuperación del petróleo en 25%. La segunda es la inyección alternada de agua y gas de hidrocarburo (una mezcla de CO y gas) en los pozos. Esa técnica permite un aumento del factor de recuperación del petróleo a 35%. La otra opción prevé la inyección alternada de agua y CO (ya separada del gas), que aumenta a 45% el factor de recuperación. Petrobras utilizará la inyección alternada en la fase 1A del desarrollo de los campos de Tupi, Guará y Tupi Nordeste, prevista para el período de 2010 a 2016. El uso de agua y CO puro sólo será posible a partir de 2017, cuando la producción en el polo presal de Santos esté más madura.
Hasta 2016, la empresa planea instalar en el presal de Santos 11 sistemas de producción de petróleo. El primero es el piloto de Tupi. Las plataformas FPSO que vendrán después tendrán mayor capacidad de producción. El de Guará, previsto para 2013, podrá producir 120 mil barriles de petróleo, el mismo volumen de la unidad de Tupi Nordeste, prevista para entrar en 2014. A partir de ahí serán instaladas ocho plataformas fabricadas en serie, cada una con capacidad de producir 150 mil barriles por día. Están previstas cuatro para 2015 y otras cuatro para 2016. Juntas producirán casi 1,6 millones de barriles de petróleo por día.
Todo ese petróleo, que corresponde casi a la actual producción de Petrobras, será llevado a través de dos navíos (o terminales oceánicas) estacionados en el mar, que serán construidos uno para la primera fase y otro para la segunda. Cada uno tiene una capacidad de almacenaje de 400 mil barriles de petróleo.
Repsol acelera su paso en Brasil
Brasil es un pilar estratégico de su crecimiento. La extracción de crudo arrancará en 2010 con un test de producción prolongado en Guará (uno de los tres descubrimientos de la española en aguas profundas, con Carioca e Iguazú) de cuatro a seis meses, con 20.000 barriles diarios. La producción irá aumentando y en 2012 la previsión es de 100.000 a 120.000 barriles diarios, de los que a Repsol le correspondería en principio 25%. La producción se multiplicará en unos años, cuando los diferentes yacimientos operen a pleno ritmo. Brasil es clave para revertir la caída de reservas de Repsol.
Antonio Brufau, presidente de Repsol YPF, consideró que la petrolera precisará entre US$10.000 y US$12.000 millones para desarrollar su proyecto en Brasil en los próximos 10 o 12 años. La actividad de exploración alcanzará los US$480 millones en 2010. El cálculo del valor de los activos en el país es de US$6000 millones. El problema consiste en que para obtenerlos hay que extraer y vender el petróleo en aguas profundas del Atlántico. Y eso requiere, a su vez, una financiación importante: entre US$10.000 y US$12.000 millones, que pueden llegar a US$15.000 si se producen hallazgos importantes. En Brasil, Repsol YPF lleva a cabo una intensa campaña de exploraciones. Hasta el momento, la petrolera ha realizado siete grandes hallazgos en los 21 bloques donde la compañía tiene participación.
La plataforma de 228 metros de longitud se tambalea cuando la perforadora de acero en la mitad del buque ataca las profundidades del Atlántico Sur. Dependiendo de la dureza de las rocas que haya por debajo del lecho marino, puede llevar hasta una hora perforar un solo metro. Con su tropa de 159 empleados, incluidos ingenieros y otros especialistas, la plataforma petrolera flotante Stena Drillmax, una embarcación de 228 metros de eslora y 42 de manga, valorada en 500 millones de euros y construida en 2007 en los astilleros coreanos de Geoje para Samsung, operada por Stena Drilling, filial del conglomerado sueco Stena AB, es una de las únicas tres plataformas de “sexta generación” que pueden operar en aguas con una profundidad de más de 3000 metros y perforar hasta una profundidad total de 10.600 metros. La misión del Stena DrillMax I es confirmar las hipótesis de los geólogos y encontrar petróleo. Desde que comenzó a prestar servicio para Repsol el año pasado, ya ha proporcionado cuatro descubrimientos en Brasil, dos de ellos en la zona por debajo de la capa salina.
La plataforma autopropulsada Sevan Driller completó en noviembre pasado pruebas en las costas de China y está en ruta a Brasil para comenzar un contrato de seis años, desde 2012, a una tarifa diaria de US$445.000 con Petrobras. La empresa tiene otra unidad de perforación en construcción para la estatal brasileña. El diseño de Sevan Driller incluye las capacidades más avanzadas de perforación en la industria y se basa en una tecnología patentada por la noruega Sevan Marine. La construcción tomó menos de 30 meses en el astillero de China Ocean Shipping (Group) Co, o Cosco Nantong. El shipbuilder chino concedió un contrato llave en mano para Sevan Brasil, que incluye la obtención del equipo de perforación de Aker Kvaener y Cameron, que suministrará blow-out preventers (preventores de reventones).
La primera unidad de Sevan Driller comenzará el trabajo en la Cuenca de Campos, a 360 kilómetros de la costa y a 1800 metros de profundidad bajo el agua. El taladro de Sevan está equipado con una capacidad interna de almacenaje de hasta 150.000 barriles de petróleo. Con un diámetro de 84 metros, la plataforma puede albergar 150 trabajadores y técnicos y operar incluso cuando las temperaturas llegan a 20 grados Celsius bajo cero. 
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