Petróleo Offshore: 15 años del “pré-sal” en Brasil, lecciones para planificadores de energía (Adrián Racciatti)

Petróleo Offshore: 15 años del “pré-sal” en Brasil, lecciones para planificadores de energía (Adrián Racciatti)

El 30 de marzo de 2006 el navío de perforación Deepwater Expedition contratado por el consorcio formado por Petrobras (Operador), BG y Partex do Brasil concluía los trabajos exploratorios en el prospecto llamado “Parati”, del área BM-S-10 (Bloco Marítimo-Santos-10). El pozo estaba localizado en aguas ultraprofundas (lámina de agua superior a 1500 m). Después de quince meses de operación la sonda había llegado al objetivo buscado. En el camino la empresa Chevron (entonces Chevron-Texaco) había vendido su participación a Petrobras y a la empresa portuguesa Partex. Se iniciaba la era del “pré-sal” en la industria de petróleo y gas de Brasil.

Una nueva cuenca

En la segunda mitad de los años noventa el marco regulatorio brasilero de la industria de petróleo y gas había cambiado profundamente. La enmienda constitucional de 1995 pavimentó el camino para la apertura de la industria. Eso se concretó en 1997 con la Ley Nacional de Petróleo. La actividad de exploración y producción fue abierta al capital privado utilizando un modelo de concesión. Fueron creadas la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) y el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE). La agencia es una autarquía que actúa como regulador de la industria, en interface directa con las compañías. El consejo es un órgano colegiado que incluye ministros, académicos, representantes de los 33 estados que componen la federación y representantes de la sociedad civil. Es el encargado de definir las directrices de política energética que después serán implementadas por la ANP. Esa transformación terminó con varias décadas de monopolio de la empresa estatal Petrobras, que fue reconvertida en empresa de capital mixto con acciones negociadas en la bolsa de valores. Debió modificar su sistema de gobernanza, lo cual se tradujo en mayor transparencia y financiamiento más barato. A pesar de ser órganos de naturaleza diferente, ambas ANP y Petrobras están sujetas a las mismas normas del gobierno federal: todos los empleados son seleccionados en concurso público.

El tiempo probó que el sistema institucional diseñado le dio estabilidad a la industria. El tándem CNPE-ANP amortiguó las oscilaciones típicas de la política. El CNPE es un órgano colegiado, lo que genera cierta previsibilidad en sus decisiones. El sistema institucional consiguió mantener a la actividad aislada de la discusión electoral.   

Una vez establecida la arquitectura legal, llegó el momento de adecuar todos los activos existentes al nuevo esquema. Eso se realizó en la llamada “Rodada Zero”, firmada el 6 de agosto de 1998. A partir de esa fecha todos los activos que eran del monopolio entraron en sistema de concesión por un período inicial de 27 años. Las áreas que no estaban en producción o en exploración avanzada pasaron a integrar el dominio de ANP para futuras licitaciones. 

Hecho el “deber de casa” estaban ya las condiciones para comenzar las subastas públicas de áreas. La ANP realiza la segunda licitación en el año 2000. Siguiendo las directrices establecidas por el Consejo Nacional de Política Energética decide colocar áreas terrestres y marítimas en varias regiones del país. El objetivo era expandir la actividad hacia áreas poco exploradas. Incluyó a la cuenca de Santos, frente a las costas del Estado de San Pablo. Cinco bloques son licitados, cuatro de ellos en aguas profundas. Posteriormente serían llamados el “cluster del pré-sal”: BM-S-8, BM-S-9, BM-S-10 y BM-S-11. Todos los bloques fueron adjudicadas a consorcios -la industria los llama “joint-venture”- siendo Petrobras la operadora en todos ellos.

Dificultades operacionales

El desarrollo de un campo de petróleo comienza en la cabeza de los especialistas en geociencias. Geólogos, geofísicos, petrofísicos e ingenieros de reservorio deben entender qué hay allí abajo, dónde podría localizarse el petróleo, qué tamaño podría tener la reserva y cómo podría ser producido. En los cuatro años siguientes a la licitación del año 2000 las empresas se dedicaron a estudiar la geología del cluster. Utilizando herramientas como ultrasonido (sísmica) las geociencias mapean el subsuelo, determinando los mejores logares para perforar. Cerca de 20 mil km cuadrados de los cuatro bloques fueron investigados con sísmica 3D. Ese trabajo demandó cerca de dos años. Las imágenes elaboradas con la prospección sísmica mostraban una extensa y espesa camada de sal, con espesor promedio de 2000 metros. Debajo de esa camada detectaron un tipo de sedimento capaz de albergar petróleo. Consiguieron además identificar rocas capaces de ser generadoras de petróleo, la “cocina” y consiguieron mapear el camino para que el fluido pueda subir. Finalmente, nada mejor que una impermeable camada de sal que actúe como sello. Las condiciones estaban dadas. Pero esas herramientas son de alguna forma indirectas. No consiguen confirmar la presencia de petróleo y/o gas. Eso sólo se comprueba con perforación. Había que perforar en lámina de agua de 2000 m, un pozo exploratorio que debería descender no menos de 7 km desde el navío de perforación.

Las dificultades no estaban solamente en la interpretación geológica del subsuelo o en la perforación de una camada de 2 km de sal. El nuevo formato de la industria presentaba desafíos de tipo organizacional. Petrobras había tenido durante décadas un monopolio sólo controlado por el gobierno y ahora precisaba: i) adecuarse a convivir con un regulador -la ANP- que le imponía condiciones, tales como plazos y objetivos; ii) adaptarse a formar parte de consorcios que incluían socios privados. Estos socios traían experiencias, visiones y tecnologías diferentes, utilizadas en otras partes del mundo. Para un mercado monopólico que había estado cerrado durante mucho tiempo eso significaba un giro. Con la perspectiva que da el tiempo se puede ver que contribuyó sin igual a la industria del petróleo en Brasil. Pero debió vencer las resistencias iniciales, que no eran pocas.   

Hacia finales de 2004 el consorcio del BM-S-10 envía un navío de perforación al bloque. Es la única forma de probar la existencia de petróleo. Los socios habían decidido continuar con la exploración. La sonda operó entre diciembre de 2004 y marzo de 2006, un costo del pozo estimado en la época cercano a los 240 millones de dólares. Un pozo estándar en la cuenca de Campos podía costar en torno de 18 millones de dólares. Eso explica el tamaño del desafío encarado por el consorcio. El pozo finalmente consiguió detectar petróleo a más de 5 km debajo del lecho marino. La segunda confirmación del potencial regional llegó en el segundo semestre de 2006, cuando otra sonda de perforación descubrió petróleo en una acumulación que fue llamada “Tupi”, dentro del BM-S-11

Un marco legal mixto

El petróleo de buena calidad sumado a las primeras estimaciones del volumen que el cluster podría acumular hicieron que los actores de la política comenzaran a ocuparse del tema. El gobierno movilizó a varios sectores para crear un nuevo marco legal exclusivo para los yacimientos pré-sal. El congreso aprueba en 2010 un nuevo régimen, llamado “de partilha” o “producción compartida”. Ese tipo de contratos tiene origen en Indonesia en los años 60 y fue adoptada en muchos países En Brasil se reservó sólo a yacimientos del subsalinos, dentro de un área definida como “polígono del pré-sal”. Una decisión muy importante fue tomada por el gobierno: el cambio del marco regulatorio sólo valdría para licitaciones futuras. Todo lo que había sido otorgado previamente continuaba con el régimen de concesión.   

En el régimen de concesión el petróleo una vez producido y procesado le pertenece al concesionario. En el caso de “Producción Compartida” a la producción se le descuenta los costos operacionales y de capital y los royalties debidos, y el excedente se distribuye entre el Estado y el consorcio. Por eso el gobierno crea por otra ley también aprobada en 2010 la empresa PPSA, Petro-Sal Petróleo SA, que representa los intereses de la Unión en cada uno de los consorcios. (La “Unión” es el gobierno federal)

A partir de esa ley Brasil pasa a tener un sistema mixto, donde conviven los sistemas de concesión y de producción compartida. Además, la ley de 2010 establece que la operadora de cada consorcio debe ser Petrobras. Y debe tener una participación mínima del 30%. Estas demandas acabaron mostrándose dificultosas. Obligaba a Petrobras a asumir muchas operaciones en simultáneo, además de exigir una fuente de financiamiento inagotable. En 2017 fue flexibilizado dentro del marco de reformas estructurales. Puede haber en el pré-sal consorcios sin participación de Petrobras.

Desarrollo sostenido  

Después de las sucesivas perforaciones que confirmaron el potencial en varias de las áreas en concesión, los consorcios del BM-S-9 y BM-S-11 trabajaron en viabilizar comercialmente la producción. Cuando se declara la comercialidad de algún campo, los bloques exploratorios se extinguen y comienza a valer el perímetro que delimitado por el yacimiento. En mayo de 2009 comienza el primer test de larga duración (Extended Well Test), de aproximadamente seis meses, al cual le siguieron otras pruebas en pozos vecinos. Estas pruebas buscan ajustar los modelos de yacimientos construidos previamente. En 2010 se declara la comercialidad de los campos de Lula e Iracema.  El primer sistema de producción definitivo se instala en octubre de 2010, la plataforma “Cidade de Angra dos Reis”, en el campo de “Lula”, dentro del antiguo bloque BM-S-11. Paradójicamente, el bloco BM-S-10 donde hizo el primer pozo fue devuelto al dominio de la ANP en 2014, por ser comercialmente inviable.

Nuevas áreas fueron posteriormente incorporadas por varias formas.

  1. Campos em producción en las cuencas de Campos y Espírito Santo, ya maduros, buscaron mantener o aumentar la producción por via de nuevas descubiertas. También perforaron pozos con objetivos debajo de la camada de sal. Actualmente cuatro campos producen desde esos yacimientos.
  1. Rondas de licitación de producción compartida:   La ANP realizó seis rondas de licitación exclusivas para campos presalinos con el nuevo, que se tradujeron en 15 nuevos contratos. Este tipo de formato comenzó la producción hacia fines del 2017.
  1. Capitalización de Petrobras: En el segundo semestre de 2010 el gobierno brasilero inyectó capital en Petrobras por medio de una operación llamada “Cessão onerosa”, una cesión de derechos sobre áreas que no habían sido licitadas. Una operación financiera poco habitual, que demandó tiempo de negociación entre el gobierno y la estatal para determinar un valor del barril antes de ser producido. El trabajo exploratorio en esa región viabilizó los campos de Búzios y de Mero. Para que eso fuese posible, la propria ANP perforó un pozo en el área para probar directamente el potencial de las reservas. Quien en la práctica operó ese pozo, es claro, fue la Petrobras. 

En la actualidad, entre contratos en sistema de concesión, contratos en sistema de producción compartida y las áreas cedidas para capitalización (“Cessão Onerosa”) el pré-sal produce en 10 campos, distribuidos entre las cuencas offshore de Santos, Campos y Espírito Santo.     

Producción

Una de las características de los yacimientos carbonáticos es su heterogeneidad, a veces difícil de modelar para los ingenieros. Fracturas y grandes variaciones de porosidad y permeabilidad en el mismo yacimiento pueden originar diferencias de producción significativas. Desde el principio los ingenieros de reservorios se acostumbraron a la alta productividad de los pozos. Mientras un pozo típico de los yacimientos de la cuenca de Campos produce en media 6 mil barriles por día, algunos pozos del pré-sal de Satos consiguen alcanzar caudales de 30 mil barriles por día. De esa forma, con 4 pozos pueden completar la producción de una plataforma con capacidad de 120 mil barriles por día durante varios años.

La producción diaria promedio en 2010 era de 41 mil barriles. Recién había comenzado a producir. Desde entonces, 19 plataformas han sido instaladas en la cuenca de Santos. En mayo de 2016 la producción diaria promedio alcanzó 1 millón de barriles por día. En 2019, 10 años después del primer test de larga duración, ya había más de 150 pozos perforados. En agosto de 2020 la producción de petróleo del pré-sal superó los 2 millones de barriles por día, y 91 millones de metros cúbicos de gas por día. Sumando gas y petróleo supera el 70% de la producción total de hidrocarburos en Brasil. 

Tecnología e Infraestructura

La exploración y producción en áreas marítimas se fue desarrollando en la Cuenca de Campos (litoral norte del Estado de Rio de Janeiro y litoral del Estado de Espírito Santo) a partir de los años 70. Primero en aguas rasas (lámina de agua hasta 100/150 metros de profundidad), luego fue migrando a aguas profundas (lámina de agua mayor a 150/200 metros) a partir de los años 80. Petrobras lanza en 1986 el PROCAP 1000, programa de capacitación en tecnología para 1000 metros de profundidad. La continuación con los PROCAP2000 y PROCAP3000 continuaron el camino abierto operando hasta 3000 metros de profundidad. Y esa experiencia se consolida en los años 90 cuando instala el FPSO de Marlim Sul en 1997, en 1400 metros de profundidad. La cuenca de Campos continua activa y existe un plano para revitalizar los principales campos de esa cuenca, entre otros Marlim, Roncador y Albacora

Ya en la época del monopolio Petrobras había desarrollado casi en soledad un expertise en plataformas tipo FPSO, más cerca de la tendencia del Mar del Norte que del Golfo de México. Aunque trabajó plataformas tipo semi-submersible de producción en los 80, adoptó el concepto FPSO como Caso Base. Al principio unidades propias con operación propia, fue migrando a unidades en leasing con contratos de operación en manos del leaser. De esa forma consiguió aumentar la instalación de unidades y escalar la producción. Mantuvo el mismo esquema de desarrollo, modificándolo para las nuevas condiciones. El aporte de socios experimentados como Shell, Equinor, Total y Chevron contribuyeron a consolidar la tecnología aplicada.

La combinación de altos precios de petróleo y un gran potencial de los yacimientos fue irresistible para los sectores que impulsaban un aumento del contenido local. En ese marco ambos consorcios, BM-S-9 y BM-S-11, preparan un plano de estandarización de FPSOs, construyendo ocho unidades similares, un proyecto conocido como “Replicantes”. El plan no resultó como previsto., lo que hizo que de ocho unidades se redujeran a seis. El llamado “Costo Brasil”, sumado a la inexperiencia de algunas compañías con la industria naval, y la posterior investigación de corrupción y sobornos en los grandes contratos de Petrobras llevaron a un notorio underperformance de los trabajos. En el trade-off de aumentar contenido local o aumentar producción los consorcios no tuvieron dudas, y fueron por el aumento de la producción. La mayoría de las unidades fue construida en el exterior dentro de un contrato de leasing.

Entre 2010 y 2020 fueron instalados 19 unidades de producción en la Cuenca de Santos. Y hay esperadas otras 3 unidades hasta 2025.  Entre las unidades instaladas y las unidades esperadas, la capacidad total de tratamiento en el área será levemente superior a 3 millones de barriles de petróleo por día. Debieron ser diseñadas para altos contenidos de C02. Fueron una de las primeras unidades con membranas para separar C02.    

Las instalaciones submarinas fueron también objeto de mucho análisis y pruebas. Hubo que certificar tecnologías para poder utilizarlas. El gas es exportado por vía de tres gasoductos. La profundidad del mar en el área (superior a 2000 metros) presentaba restricciones para la instalación de ductos submarinos. Al momento de instalar los primeros ductos -Rota 1 y Rota 2- era posible instalar tubos de un diámetro máximo de 24 pulgadas. Fue necesario efectuar 3 ductos distintos para la exportación de gas. El Rota 1 (350 km) aprovechó una plataforma ya instalada para conectar a ese hub y llevar el gas hasta la estación de tratamiento localizada en Caraguatatuba, en el litoral paulista, y de allí se conecta a la malla de ductos del Estado de San Pablo. El ducto Rota 2 (380 km) conecta el cluster con la terminal de gas de Cabiunas, vecina a Macaé, en el Estado de Rio de Janeiro. Macaé es el centro operacional y logístico que atiende a la cuenca de Campos desde los años 70. El ducto Rota 3 (350 km) está en fase final de implementación, y conecta con el Complejo Petroquímico de Rio de Janeiro, una instalación de downstream que está siendo concluida después de varios años en stand-by. Se espera que otros tres ductos puedan ser instalados.     

Conclusiones

La descubierta de los yacimientos subsalinos en la cuenca de Santos ocurrió en un momento en que la industria en Brasil estaba preparada para aprovechar esos recursos, lo que explica el rápido desarrollo. Lo veremos desde varios puntos de vista.

Institucional: el sueño soviético de una industria en manos del estado nadó mucho y acabó muriendo en la playa. Las reformas de finales de los años 90 dejaron un marco legal adecuado para la inversión. Reglas claras con instituciones previsibles. Para inicios de la década siguiente, la ANP había sido dotada de personal con experiencia y conocimiento, capaz de hablar de igual a igual con los especialistas de las operadoras. El Consejo Nacional de Política Energética ya tenía un funcionamiento consolidado en establecer las directrices de la política energética. Incluso con un cambio en el marco regulatorio, los contratos previamente firmados no fueron alterados. El contenido local requerido se establece desde el inicio de la concesión, lo que ayuda a la planificación de las empresas para optimizar los costos de exploración y desarrollo.

Recursos humanos y tecnología: Los grandes proyectos de la cuenca de Campos desarrollados en los años 90 e inicios de este siglo -Marlim, Roncador, Albacora, Albacora Leste- fueron consolidando un dominio de la tecnología que Petrobras después modificaría para aplicar en el pré-sal. La apertura del mercado atrajo a muchas empresas de servicios que aportaron conocimiento, personal y tecnología desde otras provincias offshore, como Mar del Norte y Golfo de México. Los programas como el PROCAP 2000 y PROCAP 3000 ayudaron a viabilizar tecnologías y recursos para desarrollar campos en aguas profundas. Ingeniería de perforación, de instalaciones submarinas, de instalaciones de superficie y operaciones de offloading fueron algunos de las áreas que se vieron beneficiadas con esos programas. El desarrollo de ingeniería es vital para producir recursos en el mar, sea petróleo y gas o sea energía eólica fija o flotante. En el trade-off entre contenido local y mantener en aumento la curva de producción fue una elección correcta ir por el aumento de la producción.   

Además, la transición energética necesitará de una transición tecnológica. Es decir, rediseñar las tecnologías offshore de petróleo y gas pare energía eólica. Y la producción de la cuenca de Santos tiene lecciones para contribuir.  

Escenario económico: no fue discutido en este artículo el escenario económico, pero está claro que la estabilización de la moneda después del Plano Real de los años 90 ayudó a la libre circulación de fondos. Eso fue fundamental para el nivel de inversión necesario. En noviembre de 2020 Petrobras anuncia que entre 2021 y 2025 pretende invertir en esos activos 32 mil millones de dólares. Eso no incluye la inversión que proviene de los socios, que invierten en relación con su porcentaje de participación en cada uno de los consorcios. Hay concesiones de las cuales Petrobras no participa y por lo tanto no están incluidas en este valor indicado.      

Futuro

Las áreas de concesión que son derivadas de la licitación del año 2000, (el cluster) tuvieron su declaración de comercialidad en la década del 2000, por un plazo inicial de 27 años. Eso las lleva a la década de 2040, y pueden ser extendidas. La “Cessão Onerosa” es un área adjudicada a Petrobras por el gobierno como parte de capitalización del accionista mayoritario, y tiene ese derecho hasta 2050, con posibilidad de ser extendido.  Los socios trabajan para que viabilizar en el largo plazo campos que sean comercialmente viables con un barril en torno a los 35 dólares. Es decir que esa provincia offshore tiene actividad prevista hasta después de 2050. (Adrián Racciatti – adrianracciatti@okeanosconsultoria.com.br) #NUESTROMAR

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