Brasil
Reportaje

¿Podría Brasil tener nuevos campos petroleros "supergigantes"?

Bnamericas Publicado: miércoles, 30 noviembre, 2022
¿Podría Brasil tener nuevos campos petroleros

Brasil tiene varios descubrimientos de petróleo y gas en evaluación, algunos de los cuales podrían dar lugar a yacimientos "supergigantes", es decir, con más de 5.000 millones de barriles (Mb) de petróleo recuperable, según un experto.

Pedro Zalán, geólogo y fundador de ZAG Consultoria em Exploração de Petróleo, dijo que el bloque Aram, operado por la estatal Petrobras, podría originar un campo similar a Tupi o incluso a Búzios, que contienen 8.000Mb y 13.000Mb de petróleo recuperable, respectivamente.

“El descubrimiento Aram ya tiene dos pozos con muy buenos resultados. Creo que podría convertirse en un campo supergigante”, señaló a BNamericas.

Otros puntos destacados mencionados por Zalán son Alto de Cabo Frio Central, de Petrobras; Gávea, Seat y Pão de Açúcar, de Equinor, en el bloque BM-C-33; Gato do Mato, de Shell; Marolo, de TotalEnergies (en el bloque C-M-541); y los hallazgos de Karoon en la cuenca postsalina Santos.  

Zalán también es optimista con respecto al Margen Ecuatorial, dadas sus similitudes geológicas con las cuencas Guyana y Surinam y la costa oeste de África, así como con la cuenca Sergipe-Alagoas, donde Petrobras ya declaró la comercialidad de varios campos.

ExxonMobil ha rodeado los activos de Petrobras con la esperanza de apoderarse de las extensiones de estos descubrimientos. El primer pozo decepcionó, pero no es un pozo que pueda condenar a toda una región”, aseveró Zalán.

El geólogo no sigue de cerca los proyectos terrestres, pero está impresionado con Eneva.

“Es una empresa fantástica, está desarrollando áreas que fueron subestimadas y se convirtieron en productoras en las cuencas Parnaíba y Amazonas, y además desarrollará la provincia de gas de Juruá [en la cuenca Solimões]”, agregó Zalán.

Marcelo de Assis, director de investigación upstream de Wood Mackenzie, tiene una visión menos optimista con respecto a las perspectivas de exploración de Brasil.

Sus estimaciones preliminares para Aram y Alto de Cabo Frio Central consisten en 2.000Mb y 600Mb de petróleo recuperable, con una demanda potencial de tres y una FPSO, respectivamente.

"Estos son proyectos que probablemente no tendrán comercialización de gas al principio, ya que solo debería haber espacio en gasoductos costa afuera más adelante en la década", manifestó a BNamericas.

Assis también mencionó los proyectos BM-C-33 y Gato do Mato, que están pendientes de una decisión final de inversión.

Shell informó recientemente a BW Offshore —que recibió una notificación limitada para proceder por la FPSO Gato do Mato— que la decisión final de inversión del proyecto no se anunciará en los próximos 24 meses.

“Esto puede deberse al impacto de los costos inflacionarios. El precio de algunas plataformas se incrementó en un 35% en dólares de un año a otro, lo que repercute en la aprobación final de los proyectos”, explicó Assis.

En cuanto al Margen Ecuatorial, el experto de Wood Mackenzie dijo que implica un desarrollo costoso de exploración y producción.

“Las formaciones allí no son tan grandes como las del presal y es posible que deban desarrollarse como cúmulos”, agregó.

Otros puntos sensibles son las largas distancias de la costa y las fuertes corrientes, además de las dificultades de licenciamiento ambiental.

“Es un lugar con cierto potencial, pero no lo vemos como un presal más”, puntualizó.

Assis prevé que la producción de petróleo y gas de Brasil podría disminuir en la próxima década, dados los resultados exploratorios inferiores a lo esperado en los últimos años.

Libra dio lugar a un tercio de los volúmenes recuperables en comparación con lo que se esperaba inicialmente. En el caso de Mero se esperaban 12 FPSO, pero hoy hay cuatro programadas”, resaltó.

En tanto, ExxonMobil obtuvo resultados negativos en las cuencas Sergipe-Alagoas y Santos, mientras que Shell y Petrobras no tuvieron éxito en Alto de Cabo Frio Oeste, Saturno y Peroba.

PLANES DE EVALUACIÓN DE DESCUBRIMIENTO

Brasil tiene 16 planes de evaluación de descubrimientos de petróleo y gas activos, según el regulador ANP.

La mitad son para proyectos en las cuencas Espírito Santo (4) y Recôncavo (4), siendo el resto para activos en las cuencas Santos (3), Parnaíba (2), Potiguar (1), Amazonas (1) y Tucano Sul (1).

En Espírito Santo, Capixaba Energia (Imetame Lagoa Parda) evalúa descubrimientos en los bloques ES-T-441 y ES-T-487, mientras que BGM y Petrobras analizan prospectos en los bloques ES-T-496 y ES-M-669, respectivamente.

En Recôncavo, Alvopetro está ejecutando planes de evaluación en los bloques REC-T-182 y REC-T-183, mientras que Recôncavo Energia y Great Energy trabajan en los bloques REC-T-180 y REC-T-107.

En Santos, hay planes de evaluación activos para los bloques Libra y SM-623, de Petrobras; y Sul de Gato do Mato/SM-518, de Shell.

En Parnaíba, Eneva evalúa descubrimientos en los bloques PN-T-102A y PN-T-48.

Y por último, en las cuencas Potiguar, Amazonas y Tucano Sul, Petrobras (POT-M-853/POT-M-855), Eneva (AM-T-84 /AM-T-85) e Imetame (TUC-T-139 / TUC-T-147) evalúan prospectos de hidrocarburos.

Se pospusieron nueve planes de evaluación de descubrimientos, incluido el de Rosneft para sus proyectos SOL-T-169, SOL-T-170 y SOL-T-192 en la cuenca Solimões; de Petrobras para el bloque BM-S-24, en Santos; de Equinor para CM -539; y de PRIO para los bloques CM-101 y CM-61, en la cuenca Campos.

Hay otros siete planes suspendidos, como los de Imetame para los bloques SF-T-114 y SF-T-104, en la cuenca São Francisco; los de Petrobras para BM-BAR-1 y BM-BAR-3, en Barreirinhas; y BM- PAMA-3, en la cuenca Pará-Maranhão.

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