Balance de nuestras actividades

Récord de producción impulsa los resultados

Exploración y Producción

Además de marcar un récord de producción de petróleo y el inicio de la producción comercial de pozos en la capa Presal de las Cuencas de Santos (SP) y de Campos (RJ), el año 2010 representó algunos descubrimientos para Petrobras. Se identificaron acumulaciones importantes en petróleo y gas en las secciones del Postsal y Presal de las cuencas sedimentarias del Sureste de Brasil y se verificó la presencia de petróleo en la porción marítima de Sergipe (Cuenca de Sergipe-Alagoas), abriendo una nueva frontera exploratoria en el Noreste brasileño. Ese conjunto de avances en exploración y producción permite que Petrobras mantenga su trayectoria de crecimiento en los próximos años, reforzando su posición en la industria petrolera mundial.

Petrobras registró tres récords de producción de petróleo en 2010. La media mensual de diciembre se situó en unos 2,122 millones de barriles por día (bpd). El 27 de diciembre, la producción de petróleo llegó a 2,256 millones de bpd. En el año, la compañía alcanzó un nivel de producción superior a 2 millones de bpd (2,004 millones de bpd), un récord anual en Brasil, mientras que la producción total, incluyendo gas natural en Brasil y todas las operaciones en el extranjero, se situó en 2,583 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boed), un desempeño histórico.

Este desempeño se debió a la elevación de los volúmenes de plataformas existentes tras la interconexión con nuevos pozos (P-53, P-51, P-34, FPSO Cidade de Vitória, FPSO Espírito Santo y FPSO Frade) y a la entrada en operación de nuevas unidades de producción tanto en el Postsal como en el Presal. Todos esos proyectos compensaron la declinación natural de la producción y además garantizaron a la compañía un incremento del 1,7% en la producción nacional de petróleo y líquido de gas natural (LGN)².

Todas las unidades de producción cuentan con las mejores condiciones de salud y seguridad del sector. Son complejos industriales proyectados con diversos sistemas redundantes de protección que limitan los efectos de eventuales eventos indeseables en sus rutinas operativas. Las operaciones siguen los procedimientos que atienden integralmente las exigencias de los órganos reguladores, como la Marina de Brasil, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas natural y Biocombustibles (ANP), el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de Recursos Naturales Renovables (Ibama), el Instituto Brasileño de Petróleo, Gas y Biocombustibles (IBP) y entidades de calificadoras, entre otros.

(2)Parte del gas natural que se encuentra en fase líquida en una determinada condición de presión y temperatura en la superficie, obtenida en los procesos de separación de campo, en unidades de procesamiento de gas natural o en operaciones de transferencia en gasoductos.

Aspectos destacados de la producción comercial

Se inició, en marzo, el Test de Larga Duración de las áreas de Tiro y Sidon, con la instalación de la plataforma semisumergible SS-11 Atlantic Zephyr, cuja capacidad de producción de petróleo es de 20 mil bpd y de tratamiento de gas es de 475.720 m³/día. Los yacimientos están localizados en el bloque exploratorio BM-S-40 (100% Petrobras), en la región sur de la Cuenca de Santos, a unos 210 km de la costa.

En mayo se inició la producción del FPSO⁽³⁾ Capixaba, en el campo de Cachalote. En julio, se conectó a este módulo de producción un pozo de la sección Presal en el campo de Baleia Franca, en el litoral de Espírito Santo, en la Cuenca de Campos. Con una capacidad para procesar 100 mil bpd de petróleo y 3,2 millones de m³/día de gas, el FPSO marcó el inicio de la producción comercial del Presal en el litoral de Espirito Santo, Brasil.

En julio, entró en producción el FPSO Cidade de Santos, para el desarrollo de los campos de Uruguá y Tambaú. Se trata del primer módulo instalado para el desarrollo definitivo de campos de petróleo y gas de la Cuenca de Santos. El buque está anclado a 160 km de la costa del estado de São Paulo, con una lámina de agua de 1.300 m, y tiene capacidad para producir 10 millones de m³/día de gas natural y 35 mil bpd de petróleo.

El buque plataforma Cidade Angra dos Reis se inauguró en octubre. Es la primera unidad programada para producir en escala comercial en el Presal, produce petróleo ligero de alto valor comercial y da inicio al sistema definitivo de producción del campo de Lula, nombre dado a la acumulación de Tupi. Se recabarán informaciones técnicas fundamentales para el desarrollo de grandes acumulaciones de petróleo descubiertas en esta cuenca sedimentaria. Con una capacidad de 100 mil bpd, el sistema piloto contribuirá al crecimiento de la curva de producción en los próximos años.

En diciembre, Petrobras comenzó a producir en el campo de Jubarte, en la Cuenca de Campos, con la plataforma P-57, a 80 km de la costa de Espirito Santo. Esta plataforma está anclada en una lámina de agua⁽⁴⁾ de 1.260 m y tiene capacidad para procesar 180 mil bpd de petróleo y 2 millones de m³/día de gas.

También en diciembre de 2010, se declaró la comecialidad de las áreas de Tupi e Iracema, que pasaron a denominarse, respectivamente, Lula y Cernambi, lo que marca el inicio de la fase de producción comercial de ambos campos. Con un volumen recuperable de 6,5 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe), el campo de Lula será el primer campo supergigante de petróleo de Brasil, mientras que Cernambi, con 1,8 mil millones de boe, se encuentra entre los cinco mayores campos gigantes del país. También en diciembre, se dio inicio al segundo test de larga duración del Presal de la Cuenca de Santos, en el BM-S-9 (Guará).

Esos resultados obtenidos en yacimientos más profundos permitieron a la compañía estimar, para 2017, una producción diaria superior a 1 millón de boe en las áreas del Presal donde es operadora, incluyendo la cuota de producción que corresponde a sus socios.

En 2011, diversos sistemas de producción entrarán en operación. En el campo de Mexilhão, en la Cuenca de Santos, se instaló una plataforma fija, en una lámina de agua de aproximadamente 170 m, con capacidad para 15 millones de m³/día de gas. Para el transporte de gas, se instaló un gasoducto con 139 km de extensión, hasta el litoral de Caraguatatuba (litoral paulista).

A su vez, en la Cuenca de Campos, se instalará una plataforma semisumergible (P-56), en una lámina de agua de aproximadamente 1.700 m, con capacidad de procesamiento de 100 mil bpd de petróleo y compresión de 6 millones de m³/día de gas. También en 2011 se llevarán a cabo tests de larga duración en Lula Nordeste (BM-S-11), Carioca Nordeste (BM-S-09) y Cernambi (BM-S-11).

(3) FPSO (Floating, Production, Storage & Offloading): Unidad flotante de producción, almacenamiento y transferencia de petróleo construida a partir de un buque.
(4) Distancia entre la superficie de agua y el fondo del mar. Expresión consagrada por el uso, que significa columna de agua.

Crecimiento de las reservas

El éxito exploratorio en la capa Presal contribuyó a que Petrobras finalizara el año 2010 con reservas probadas de 15,283 mil millones de boe (criterio ANP/Society of Petroleum Engineers - SPE), un aumento del 8% respecto de 2009. Este incremento es resultante de la incorporación de 1,911 mil millones de boe, incluyendo el Presal y proyectos implantados en campos maduros. El índice de reposición de reservas fue del 240%, es decir, por cada barril de petróleo equivalente producido, Petrobras añadió 1,4 barriles a sus reservas.

La relación reserva/producción se situó en 19,2 años, una cifra mayor que la registrada en 2009, de 18,1 años, lo que permite a la compañía continuar su trayectoria de crecimiento en los próximos años. Desde hace 18 años consecutivos, Petrobras mantiene índices positivos de reposición de reservas En 2010, también adquirió el derecho de producir un volumen de hasta 5 mil millones de boe en áreas del Presal, por medio de la firma del Contrato de Cesión Onerosa⁽⁵⁾ con el Gobierno Federal.

Los avances de Petrobras en la exploración y producción del Presal ocurren en un momento de la exploración mundial de petróleo, que combina una demanda en alza y el agotamiento de provincias con fácil acceso y bajos costos.

De acuerdo con estimaciones de la consultoría Wood Mackenzie, elaboradas en 2010, será necesario añadir entre 43 y 48 millones de bpd de producción nueva en el mundo, hasta 2020. Hasta 2030, ese número se sitúa entre 65 y 78 millones de bpd. Los campos actualmente en producción o que ya se están desarrollando deberán satisfacer solamente el 13% de la demanda de petróleo en 2030, es decir, el 87% de la demanda de petróleo ese año tendrá que ser atendida por el incremento del factor de recuperación de campos productores y por la producción de nuevos campos de petróleo.

(5) En 2010, el nuevo modelo de exploración y producción de petróleo en la capa del Presal entró en vigor. Entre las medidas, consta la cesión onerosa a Petrobras del derecho de ejercer actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural en determinadas áreas del Presal, hasta el límite de 5 mil millones de barriles. También se incluyó el permiso para la realización de la capitalización de la compañía. Con los recursos obtenidos a través de la oferta pública de acciones, Petrobras desembolsó R$ 74,8 mil millones por la garantía del derecho de explorar y producir, durante 40 años, prorrogables por cinco años más, 5 mil millones de barriles en seis áreas del Presal en la Cuenca de Santos.

Nuevos descubrimientos

En 2010, se perforaron 116 pozos, de los cuales 67 en tierra y 49 en el mar. De los pozos marítimos, 31 tenían como objetivo principal la sección Postsal y 18, la sección Presal. El índice de éxito exploratorio llegó al 57%, muy por encima del 40% registrado un año antes. Es de destacar la identificación, en la Cuenca de Sergipe-Alagoas, de una nueva provincia petrolera en aguas profundas, con presencia de petróleo ligero. El pozo, conocido como Barra, está localizado en una lámina de agua de 2.341 m, a 58 km de la costa del estado de Sergipe (Brasil).

En la Amazonia, en la provincia petrolífera de Urucu, se anunció un nuevo descubrimiento de petróleo de excelente calidad (46 °API ) y gas asociado en reservorios areníticos de la Cuenca de Solimões, denominada Igarapé Chibata. Iniciado en septiembre, el TLD indica una capacidad de producción de 2.500 bpd.

En la Cuenca de Santos, se registraron varios descubrimientos. En el prospecto denominado Franco, a 195 km de la costa de Rio de Janeiro, se constató una acumulación de petróleo de buena calidad, con cerca de 30 °API, en la perforación de pozo 2-ANP-1-RJS, en una lámina de agua de 1.889 m. Estimaciones preliminares, con base en la respuesta sísmica en torno del pozo perforado, indican volúmenes recuperables del orden de 3 mil millones de barriles de petróleo. Franco es una de las áreas de Cesión Onerosa, conforme al contrato firmado entre Petrobras y el Gobierno Brasileño. Asimismo, se descubrió petróleo ligero, a 2.200 m de profundidad, en el pozo 1-SPS-76 (prospecto Marujá), a unos 215 km de la costa del estado de São Paulo.

En la Cuenca de Campos, Petrobras descubrió dos acumulaciones de petróleo de buena calidad (29 °API) en el área del campo de Caratinga, con la perforación del pozo 6-CRT-43-RJS, conocido como prospecto Carimbé, situado a 106 km de la costa de Rio de Janeiro, en una lámina de agua de 1.027 m. Una de las acumulaciones, en los reservorios del Postsal, se encuentra a 3.950 m de profundidad, con una estimación de volúmenes recuperables de aproximadamente 105 millones de barriles. La otra, en reservorios del Presal, se localiza a una profundidad de 4.275 m y posiblemente está relacionada con la acumulación identificada en el área del campo de Barracuda. El potencial del volumen recuperable estimado es de 360 millones de boe, en el caso de que la conexión entre las dos acumulaciones se confirme. En el pozo 6-MLL-70-RJS (Tracajá), se constató la presencia de reservorios de hidrocarburos en el Presal, a una profundidad de 4.442 m, en una lámina de agua de 1.366 m, a 124 km de la costa de Rio de Janeiro.

En 2010, la ANP no realizó rondas de licitaciones. Con las adquisiciones y las devoluciones realizadas a lo largo del año, la cartera de proyectos de Petrobras pasó a contar con 198 bloques, que totalizan 130 mil km2. Además, se están evaluando descubrimientos en otras 31 áreas. El área exploratoria de Petrobras es de 105 mil km².

(6) Grado API (American Petroleum Institute): forma de expresar la densidad relativa de un petróleo o derivado. La escala API, medida en grados, varía inversamente a la densidad relativa, es decir, cuanto mayor es la densidad relativa, menor es el grado API. El grado API es mayor cuando el petróleo es más ligero. Los petróleos con grado API superior a 31 se consideran ligeros; entre 22 y 31 grados API: medianos, por debajo de 22 grados API: pesados; con grado API igual o inferior a 10: petróleos extrapesados. Cuanto mayor es el grado API, mayor es el valor del petróleo en el mercado.

Desempeño en el extranjero

En otros países, la producción de Petrobras alcanzó la marca de 245 mil boed, una elevación del 3% con relación al resultado obtenido un año antes, debido principalmente el crecimiento de la producción en el campo de Apko, en Nigeria. Fueron producidos 151 mil bpd de petróleo y 16 millones de m³/día de gas natural. Para 2011, la compañía trabaja con la meta de producir 257 mil boed.

En marzo, Petrobras anunció un descubrimiento de petróleo en el bloque exploratorio Balay, en Colombia, donde posee el 45% de participación. Las operaciones de prueba de formación comprobaron la existencia de petróleo, de aproximadamente 28 °API, con flujos iniciales de 1.314 bpd. En octubre, la compañía hizo dos descubrimientos en el pozo Cabaça Sudeste-2, en el litoral de Angola, donde posee el 5% de participación.

Las reservas probadas de Petrobras en el exterior alcanzaron, en 2010, el volumen de 0,703 mil millones de boe, superior en aproximadamente el 1% respecto del registrado el año anterior, y el índice de reposición de reservas llegó al 110%. Este incremento se debió a las incorporaciones de pozos en el bloque 57, en Perú, y a proyectos en el Golfo de México. Las reservas en el exterior representan cerca del 4% del total de reservas acumuladas por la compañía en 2010.

El año marcó también el aumento de la presencia de Petrobras en el extranjero: al adquirir el 50% de participación en un bloque exploratorio localizado en la cuenca australiana de North Carnarvon, la compañía pasó a actuar en Oceanía y, por consiguiente, a operar en los cinco continentes.

La empresa invirtió R$ 4,8 mil millones en el exterior, siendo el 88% destinado a la exploración y la producción y, de ese porcentual, el 60% se asignó al desarrollo de la producción.

La capacidad de procesamiento de las refinerías internacionales se redujo de 280,5 mil bpd, en 2009, a 230,5 mil bpd, a causa de la venta, en 2010, de la refinería de San Lorenzo, en Argentina. El nivel de utilización de la capacidad de procesamiento de las refinerías internacionales llegó al 70%, en 2010, cifra superior al 66% verificado en 2009. Se procesaron 206,8 mil bpd de petróleo en cuatro refinerías (una en Japón, una en Estados Unidos y dos en Argentina).

Gas natural

La producción media de gas natural en Brasil y en el exterior de Petrobras, sin considerar LGN, totalizó 69 millones de m³/día, de los cuales 53 millones de m³/día se originaron en campos brasileños y 16 millones de m³/día se produjeron en otros países. En Brasil, la producción media de gas natural creció un 5,4% con relación a la media de 2009.

Este crecimiento se debió principalmente a la entrada en operación de nuevos proyectos, previstos en el Plan de Anticipación de la Producción de Gas (Plangás), como la anticipación de la producción del campo de Camarupim, en Espírito Santo. Dando continuidad a la implementación de los proyectos previstos en el Plangás, el campo de Mexilhão entrará en producción en 2011, y se iniciará el transporte del gas de los campos de Uruguá y Tambaú. También en 2011, la producción de gas natural del campo de Lula comenzará a ser transportada, manteniendo la trayectoria ascendente de la oferta de gas para satisfacer la demanda del mercado.