Los brasileños últimamente se han visto bombardeados por una masiva campaña publicitaria suscrita por Petrobras, en la que se conmemora el descubrimiento de una provincia petrolífera, al sur de la bahía de Campos, más exactamente en el litoral de Santos. Aparte del tono ufano de la campaña, que presta atención a los proyectos políticos del gobierno del presidente Luiz Inácio da Silva, en realidad es una manifestación de esperanza en el nuevo panorama energético del país. La pregunta que queda sobre el tintero es: ¿Brasil ingresó en la lista de los grandes países productores y exportadores de petróleo, pudiendo inclusive convertirse en miembro de la Opep?Esta historia comenzó a principios de 2008, cuando la estatal Petrobras anunció la existencia, ya comprobada, de acumulaciones de petróleo ligero (30 grados API) localizadas bajo la capa del pre-sal, en la bahía de Santos, a una distancia promedio de 250 kilómetros del litoral, bajo aguas ultraprofundas y localizadas a 5000 o 6000 metros abajo del suelo marino.
El campo al que se refería la compañía recibió el nombre de Tupi y se representa por la sigla BMS11. Alrededor de Tupi comenzaron a informarse constantemente diversos descubrimientos adicionales, en frecuencias casi semanales, dando a entender que en aquel gran entorno –de acuerdo con fuentes más optimistas– puede haber unos 33 billones de barriles. Los estudios y mapeamentos definitivos de los aljibes deberán estar concluidos sólo al final de 2009.
Que estamos frente a un megadescubrimiento, no cabe duda. Falta cuantificar con exactitud los volúmenes de óleo y gas.
La capa de pre-sal, en el caso más concreto y ya explorado de BMS-11, es de penetración compleja y costosísima, pero de resultados absolutamente rentables si permanecen en las alturas, como ahora, las cotizaciones de los precios del petróleo en el mercado internacional. En medio de todo eso, surgen dos situaciones: una que apunta a un panorama de dificultades, y otra más prometedora y positiva, capaz de rendir frutos para el país.
En el primer caso, hay que considerar las altas inversiones económicas que el país estará obligado a realizar para extraer el óleo, enfrentando situaciones adversas. La escasez –debida a la gran demanda– de equipos de exploración para alquilar en todo el mundo ha llevado a Petrobras a contratar sondas, pagando exorbitantes valores, para no atrasar sus planes futuros. Tres de esos equipos, por ejemplo, fueron sondas cedidas recientemente por la Seadnil, a precios entre US$450 mil y US$600 mil por día de trabajo. En agosto, la empresa también decidió el desplazamiento de otra sonda que tenía operando en el golfo de México, para llevarla a la bahía de Santos.
Nada de eso cuestiona la competitividad comercial del petróleo de Santos, pero deja a Petrobras menos capitalizada de lo que sería deseable en esa fase inicial si, por el contrario, los mayores descubrimientos hubiesen sido hechos en aguas rasas. A esto es necesario sumar los riesgos naturales y las dificultades logísticas de operar en profundidades altísimas y en distancias superiores a los 200 kilómetros de la costa. Algunos pozos y áreas exigirán soluciones de verdadero riesgo, que se reflejarán en el costo final del óleo, además de obligar a tener cuidados especiales, inversión de grandes sumas en seguros, transporte y almacenamiento, entre otros.
Los retos tecnológicos
¿Qué de positivo promete ese panorama? Apunta a una estructuración más amplia de la industria petrolífera brasileña y una mayor capacidad para desarrollar su ya existente destreza de producir en aguas ultraprofundas. Al vencer el desafío del pre-sal, desde luego, una parte de la industria brasileña tendrá fortalecida su base tecnológica y apoyado el apetito de Petrobras y de sus principales socios nacionales rumbo a un expansionismo global.
De hecho, la compañía envía, a toda hora, señales de querer internacionalizarse a un ritmo veloz, para asumir la condición de jugador mundial importante en el sector del petróleo. Una de las expresiones concretas de ese movimiento, aunque perteneciente al campo de downstream, fue la reciente adquisición por el grupo Petrobras de los activos de la Exxon en Chile, en un negocio que alcanzó los US$400 millones.
El modelo de exploración y producción de Tupi –escogido como primer campo por desarrollar– será el principal parámetro sobre el cual se deberán basar las operaciones futuras.
Se inician varios desafíos tecnológicos para Petrobras en Tupi, considerado un laboratorio que producirá el conocimiento necesario. Uno de los principales retos será el de traspasar la corteza de sal de dos kilómetros de espesor que existe sobre el petróleo (además de ella, todavía hay dos mil metros de roca y dos mil metros más de agua). Aunque sea uno de los líderes globales en la exploración en aguas profundas y ultraprofundas, Brasil nunca se había encontrado con una corteza de sal como esa.
Según Nelson Ebechken, coordinador del Núcleo de Transferencia de Tecnología (NTT) de la Coppe, y uno de los más reputados consultores que trabajan para Petrobras, “vamos a tener que desarrollar una tecnología apropiada, casi con toda certeza desconocida en el mundo. Si ese procedimiento hubiera de hacerse a partir de tierra firme, sería difícil. Imaginémonos, entonces, a tres mil o cuatro mil metros de profundidad”.
A distancias muy grandes de la superficie, bajo presión y recalentada por el calor interno del planeta, la sal se comporta como un material viscoso que dificulta la perforación y el mantenimiento de los pozos. “Usted abre un hueco y este corre el riesgo de cerrarse casi inmediatamente”, explicó Giuseppe Baccocoli, del Laboratorio de Métodos Computacionales de Ingeniería.
Especialistas destacan el hecho de que Brasil tendrá que trabajar en un ambiente poco explorado en todo el mundo para recuperar los cinco u ocho millones de barriles de petróleo almacenados en el campo de Tupi. Ya se perforó sal en otros lugares, aunque no a esa profundidad ni con esa espesura. En el golfo de México existen pozos localizados hasta a 8000 metros de profundidad, pero todos por encima de la capa de sal. Eso también sucede en la propia bahía de Santos, en donde también se exploran yacimientos abajo de la roca, pero en láminas de agua más bien rasas con cerca de 100 metros y sin sal.
La experiencia tecnológica hasta aquí acumulada, sin embargo, lleva a Petrobras a creer en su competencia para llegar con éxito al subsal de Santos.
En los círculos técnicos de la empresa predomina la idea de que la exploración en la región requerirá la perforación de “pozos inteligentes”, o sea, que contengan sensores para monitorear los filones petrolíferos en tiempo real. Además de esto, será necesario probar con rigor todos los materiales que serán utilizados en las operaciones, puesto que una simple falla podría representar un perjuicio enorme. La Coope, con sede en Río de Janeiro y principal socio tecnológico de Petrobras, ya posee dos cámaras hiperbáricas para simular la presión equivalente a 5 mil metros de profundidad, y otra que simula la presión junto con la temperatura (hasta 6 mil metros a 200 grados centígrados), respectivamente, para usar en las pruebas de los sensores de los pozos inteligentes. Una cámara para simular la presión existente hasta 7 mil metros fue diseñada para empezar a funcionar en 2009.
Otro factor con el que los investigadores se enfrentan es la conservación de la temperatura del petróleo durante su transporte hasta la plataforma. En el caso del campo de Tupi, si el óleo no se mantiene caliente a lo largo de dos kilómetros de la lámina de agua, se corre el riesgo de que se formen “coágulos” y, en consecuencia, se obstruyan los ductos –problema que deberá ser resuelto con la aplicación de un revestimiento aislante o con la inyección de productos químicos que eviten el condensamiento del petróleo–. Para disminuir el peso de los ductos se señala al titanio como alternativa liviana bastante resistente, pero mucho más cara frente al tradicional acero.
Dentro de este panorama, la geometría de los pozos y la logística también deben ser estudiadas a fondo. La decisión sobre qué aplicar dependerá del costo de cada pozo versus el beneficio que se obtenga de él. Cuando se perfora sin la geometría correcta, los peligros son inmensos, pero Petrobras tiene gran experiencia en usar los fluidos adecuados para neutralizar el peligro.
Análisis computacionales van a decidir cómo obtener el mayor vaciamiento posible, dependiendo del uso de sistemas horizontales o ligeramente inclinados. Lo ideal, según Petrobras, es perforar un número pequeño y tener un vaciamiento grande. En Tupi podrá aplicarse cualquier proceso, el problema es decidir cuánto va a costar una u otra alternativa y cuánto más de producción va a permitir esa alternativa.
Uno de los últimos problemas por solucionar es la filtración del gas que se va a producir. Dados los volúmenes de gas que Petrobras estima que existen en el área, los gasoductos deberán ser la única alternativa. En el momento están en estudio las plantas costa afuera de GNL para señalar su viabilidad técnica.
Petrobras tiene cálculos y está montando escenarios, pero todavía no los revela por razones estratégicas. José Formigli, gerente para el pre-sal de la empresa, informó que hay proyectos ambiciosos y que será una operación significativa, de la envergadura de la bahía de Campos, que en la actualidad opera 80 plataformas y sondas, además de navíos y decenas de embarcaciones de apoyo. Al preguntarle sobre el diseño de las plataformas, señaló que “estamos evaluando el empleo de plataformas del tipo TLPe y las Spar. Las plataformas flotantes (FPSO) exigen muchas sondas y aparejos submarinos complejos. Con sistemas como el Spar, más adecuado para aguas profundas, y con terminación seca, las sondas pasan por arriba y podemos llevar los pozos hasta allá. Estudiamos las dos alternativas y en breve se dará a conocer la elección”.
Otros desafíos pendientes por resolver son el suplemento, la operación de sondas, plataformas, personal, diesel y la manutención, aspecto que presenta una mayor dificultad, ya que para llegar a las plataformas es necesario viajar dos horas en helicóptero.
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