Hernán Federico Pacheco, Agosto 2009. Información enviada por Oilwatch, publicado en www.petroleo.com
El mercado latinoamericano offshore de petróleo y gas permaneció relativamente fuerte durante el año pasado, a pesar del impacto de los problemas financieros que acosan al mundo. La demanda de buques de perforación marina y semisumergibles condujo a tasas de utilización de flotas cercanas al 100%, y la brasileña Petrobras encabeza los proyectos de desarrollo en campos offshore en el continente. Vea aquí los principales avances y retos en exploración y producción costafuera en algunos países de Latinoamérica.
En medio de la crisis económica, la inversión en nuevos proyectos petroleros se ha visto afectada, aunque los trabajos de perforación en aguas profundas y ultraprofundas mantienen un ritmo normal. La razón principal para esto es el largo tiempo que requieren las empresas para conseguir este tipo de infraestructura especializada, y también para desarrollar el proyecto en sí. Las aguas profundas son la última frontera de exploración.
El impresionante tamaño de los descubrimientos ofrece retornos potencialmente espectaculares, antes o después. Y un grupo de empresas que posee plataformas ultraprofundas, que pueden tener un costo de US$600 millones cada una, y la experiencia para perforar en aguas del océano hasta a dos millas de profundidad, serían las favoritas del mercado. Debido a su complejidad y su perspectiva de largo plazo, estas actividades a grandes profundidades no han disminuido su ritmo.
Existe gran actividad de perforación en Sudamérica, con mayoría de plataformas en trabajos offshore en Brasil o Venezuela. Hay actualmente 128 plataformas de distintas características en Sudamérica, y al menos cuatro plataformas planificadas o en pedido. De las plataformas existentes, 91 fueron contratadas. La mayoría de las plataformas sin contrato son cold stacked o barcazas de perforación fuera de servicios y barcazas de apoyo logístico (tender barge) en Venezuela.
Otras plataformas están en camino: Noble Dave Beard, semisumergible de Noble; Sedco 706, semisumergible de Transocean, y West Eminence, semisumergible de Seadrill comenzarán contratos con Petrobras antes de finales de este año. Ensco 68, jackup de Ensco International, se dirige a aguas venezolanas para comenzar un contrato con Chevron, aunque los proveedores de servicios a la compañía petrolera estatal PDVSA suspendieron a fines de marzo las operaciones de plataformas de extracción por falta de pago. Helmerich & Payne interrumpió por la misma razón las operaciones de cuatro plataformas en Venezuela.
Los siete aparejos presentes en América Central y en el mar Caribe, están en Trinidad y Tobago, con tres jackups, un semisumergible y una plataforma de perforación. En México, Pemex también contratará plataformas con capacidad para aguas profundas a fin de explotar las reservas mexicanas de petróleo y de gas. Actualmente, Pemex sólo tiene acceso a una plataforma de aguas profundas, el semi Noble Max Smith, de Noble Drilling, que está evaluando el potencial petrolero del área de cordilleras mexicanas con el pozo Catamat-1, frente a Tuxpan, Veracruz, pero contrató tres más para trabajar el año próximo (Sea Dragon, Petro Rig III y Muralla III), y se perfilan proyectos para taladrar más de 35 pozos de exploración de yacimientos mexicanos offshore antes de finales de 2012.
Diversos proyectos de desarrollo de campos se adelantan en otra plaza offshore, Trinidad y Tobago. Un consorcio entre Fluor Corp. y J. Ray McDermott instaló recientemente la plataforma de producción Poinsettia para BG Trinidad and Tobago. Esta no es sólo la plataforma más grande alguna vez instalada en aguas de Trinidad y Tobago. El gas ahora fluye de la plataforma. El aparejo, localizado en 161 metros de agua de la orilla noroeste de Trinidad, puede producir 350 MMcf/d de gas, que es conducido en tubería de 20 pulgadas de diámetro a la plataforma Hibiscus de BG Trinidad and Tobago antes de ser transportado por la tubería a la orilla.
Se espera que la demanda en ambas regiones crezca, con gran preponderancia del mercado de semisumergibles, según el reporte World Rig Forecast Short Term Trends de ODS-Petrodata. A escala global, de acuerdo con la base de datos RigLogix, que lleva un registro de las plataformas que operan globalmente, en la actualidad se están construyendo 88 de estas instalaciones flotantes para ser entregadas en fechas próximas. Todas las plataformas en esta categoría tienen la capacidad de operar a dos mil metros de profundidad, y algunas se construyen para trabajar incluso en tirantes de agua de 3500 metros.
En Sudamérica se pronosticó un aumento de la demanda de 52 semisumergibles, pero algunos requerimientos probablemente no se cumplan. Los 40 semisumergibles de Sudamérica están en Brasil, todos operados principalmente por Petrobras. Aparte del semisumergible Aban Pearl, de Aban Offshore, que comenzó un contrato con la venezolana PDVSA a finales de abril, el resto de los semisumergibles trabajarán en el offshore brasileño para Petrobras u OGX Petroleo. En relación con esta última compañía, la independiente más grande de Brasil, durante la novena entrega de licencias de petróleo y de gas obtuvo bloques que cubren aproximadamente 7000 kilómetros cuadrados. Esta área incluye 21 bloques exploratorios de alto potencial en las cuencas de Campos, Santos, Espirito Santo y Pará-Maranhão, entendidas como un espacio prolífico para las plataformas semisumergibles.
En septiembre de 2008, Anadarko Petroleum hizo un descubrimiento en la prospección offshore Wahoo en la cuenca de Campos. El yacimiento 1-APL-1-ESS está sobre el Bloque BM-C-30 en alrededor de 1.417.3 metros de agua, al sudeste de los descubrimientos de pre-sal de Petrobras en el campo Jubarte. Los resultados de Wahoo indican 59,3 metros de net pay con similares características al yacimiento de Jubarte 1-ESS-103A, el primer campo de producción pre-sal en Brasil, que alcanzó tasas de 18.000 b/d de petróleo ligero. Anadarko planea hacer una prueba de perforación multizona para mediados de este año en Wahoo y espera perforar más pozos en el bloque a finales de 2009.
Chevron comenzará a producir en 2009 cerca de 30.000 b/d en el campo Frade de la cuenca de Campos, pero seguirá perforando los próximos dos años para alcanzar la meta de 90.000 b/d. La perforación de Frade comenzó en agosto de 2008 con el taladro Noble Leo Segerius. Este año Chevron espera renegociar los contratos por dos plataformas que se instalarán en el campo Papa Terra de la cuenca de Campos. Petrobras canceló en enero la licitación por la construcción de las plataformas P-61 y P-63 debido al alto precio de las ofertas presentadas. La estatal brasileña analizó otras alternativas para desarrollar este proyecto.
A finales de enero de este año, Petrobras encontró rastros de gas natural en los bloques BM-ES-5 y BCAM-40. BM-ES-5 se encuentra en la cuenca de Espirito Santo en alrededor de 60 metros de agua. Offshore Defender, un jackup de Scorpion Offshore, perfora actualmente el bloque. BCAM-40 está en la cuenca Camamu-Almada, a 295 metros de profundidad.
ExxonMobil, en tanto, notificó a la agencia reguladora brasileña Agência Nacional de Petróleo, Gas Natural e Biocombustiveis (ANP) de dos descubrimientos de hidrocarburos en el bloque BM-S-22, un bloque de pre-sal conocido como Azulao. Los descubrimientos fueron realizados a 2223 metros de agua. Exxon se encuentra desarrollando su campaña con la plataforma West Polaris perteneciente a Seadrill y pretende perforar pozos consecutivos en el bloque.
A principios de abril, Petrobras (en sociedad con BG Group) halló evidencia de hidrocarburos en el bloque BM-S52 en la cuenca de Santos. El descubrimiento se hizo durante la perforación del pozo 6-BG-6P-SPS, conocido como Corcovado-1, que se encuentra a 130 kilómetros de la costa de San Pablo, a 800 metros de profundidad. El consorcio planea continuar perforando Corcovado-1 y también perforará otros dos pozos en 2009, buscando aumentar su conocimiento sobre el área. El yacimiento está siendo taladrado desde la semisumergible GSF Celtic Sea, de Transocean.
BG Group está presente en el offshore brasileño desde el año 2000 y tiene intereses en siete concesiones en la cuenca de Santos, que cubren un área total de alrededor de 7450 kilómetros cuadrados. También es socia de Petrobras en Iguassu (antiguo BM-S-9), donde fueron descubiertos Carioca y Guará.
El presidente de BG en Brasil, Armando Henriques, dijo que la perforación en Iguassu está en marcha y por eso aún no es posible hacer algún estimativo de reservas, ya que el objetivo es alcanzar un área más profunda. Entre los nuevos pozos está Abará Oeste (el cuarto en el bloque BM-S-9), más un pozo en el bloque BM-S-52 (Corcovado 2), y el pozo Iracema, al norte de Tupi, en el antiguo BM-S-11. Cuando esos descubrimientos sean declarados comerciales los nombres tendrán que cambiar, ya que el Ibama sólo permite que sean dados nombres de animales de la fauna marina para los campos en producción en Brasil.
El bloque BM-S-9 forma parte de un conjunto de cuatro campos encima de una acumulación que fue llamada Pão de Açúcar y del cual también formarían parte BM-S-8, BM-S-21 y BM-S-22, el último operado por Exxon. Sobre esa área, el director general de la Agência Nacional de Petróleo (ANP), Haroldo Lima, dijo que estaban previstas reservas de 33 billones de barriles de petróleo. Ningún socio en el área confirma esa previsión, que el propio Lima dijo ser inicialmente de Petrobras y, posteriormente, de una revista especializada. En el mercado se especula sobre la posibilidad de que los cuatro campos formen una única reserva, lo que exigiría que las empresas con participación firmen con la ANP un acuerdo para la unificación de la producción.
Henriques dijo que no es posible hablar de inversiones porque se necesita hacer una evaluación del tamaño de las áreas para después analizar la dimensión de las inversiones necesarias. Para los próximos cuatro o cinco años BG programa inversiones de US$4 a US$5 billones en Brasil, enfocadas básicamente en el proyecto de producción de Tupi (100 mil barriles/día), Guará e Iara.
Royal Dutch Shell iniciará operaciones en la cuenca de Campos durante el segundo semestre de 2009, adelantándose a la fecha previamente establecida de 2010. Datos preliminares muestran que Parque das Conchas tiene potencial para producir 100.000 b/d y está formado por los campos Ostra, Abalone, Argonauta y Nautilus. Shell perfora desde enero los pozos productores del área. La campaña está siendo realizada por la sonda Artic I, semisumergible de Global Santa Fe. La unidad va a perforar 10 pozos, programados para la primera fase del proyecto. El plan estará enfocado en los campos de Ostra, Abalone y Argonauta, los primeros en iniciar operación. Ostra, Nautilus, Argonauta y Abalone fueron descubiertos a partir de los trabajos exploratorios realizados en la antigua área del BC-10.
Los pozos quedarán interligados a un FPSO, en proceso de conversión por SBM (véase imagen). La producción de gas natural será enviada al campo vecino de Jubarte, en el Parque das Baleias, que opera Petrobras, por un gasoducto de cerca de 40 kilómetros, siguiendo hacia la costa por la red de la petrolera brasileña. El crudo de los campos varía de 16º a 24 ºAPI.}.
Al mismo tiempo, Shell invirtió US$20 millones en un proyecto de eficiencia energética y quema cero de gas natural en el campo. La empresa va a reinyectar el gas retirado de los campos en vez de quemarlo y también prepara el aumento de la eficiencia de procesos en los equipos usados en el área. Para alcanzar la nueva meta, la petrolera anglo-holandesa optimizará el desempeño de las bombas de agua y de los compresores de gas y mejorará la rutina de mantenimiento de las turbinas.
Repsol YPF confirmó a mediados de abril a las autoridades brasileñas la viabilidad económica del campo petrolero de Piracucá, descubierto en enero en el bloque BM-S-7, en aguas someras de la cuenca de Santos. Este campo consiste en un yacimiento de crudo ligero y gas, con volumen in situ preliminar de 550 millones de barriles o equivalentes. El bloque BM-S-7 se encuentra a 218 kilómetros al sur de la ciudad de Santos, y el yacimiento se localiza a unos 3967 metros de profundidad, bajo una lámina de agua de 214 metros. Repsol es, tras Petrobras, la segunda compañía de Brasil por dominio minero exploratorio offshore en las cuencas de Santos, Campos y Espirito Santo, participando en 24 bloques, 11 de ellos como compañía operadora.
Petrobras supera a las grandes petroleras globales en el arrendamiento de plataformas
Petrobras se ha dedicado a la instalación de nuevas FPSO y plataformas de perforación offshore en Brasil y logró establecer un nuevo récord de producción diaria de petróleo de 2.012.654 de barriles con la ayuda de las nuevas instalaciones. En el último trimestre de 2008, la plataforma flotante P-53 se convirtió en la primera unidad de producción instalada en el campo Marlim Este en la cuenca de Campos. La P-53 es capaz de producir hasta 180.000 barriles de petróleo pesado, de 20 grados API, y 3,5 millones de metros cúbicos de gas natural.
El FPSO Cidade de Niteroi, navío adaptado para extraer y almacenar petróleo, comenzó a producir en el campo Marlim Este frente a la costa de Río de Janeiro, en el que la petrolera extrae cerca de 80% del total de su producción de dos millones de barriles diarios. La plataforma, anclada a 120 kilómetros de la costa, estará conectada a nueve pozos de crudo ligero de alta calidad, de 28° en la escala API, y a uno de gas, situados a una profundidad promedio de 1370 metros bajo el nivel del mar. El navío fue fletado por la empresa japonesa Modec y se espera que alcance su pico máximo de producción en 2011. En aguas de 1080 metros se encuentra P-53.
En enero de 2009, la plataforma semisumergible P-51 comenzó a producir en el pozo MLS-99 en el campo Marlim Sul en la cuenca de Campos. Instalada a 150 kilómetros mar adentro en 1255 metros de agua, la plataforma es capaz de producir hasta 180.000 b/d de petróleo. A raíz de estos proyectos, Petrobras espera que el FPSO Cidade de São Mateus y el FPSO BW Peace estarán en línea en los próximos seis meses. El navío Cidade de São Mateus estará en el campo Camarupim en la costa de Espirito Santo. El contrato tiene un término fijo inicial de nueve años con una posible extensión de seis más.
Petrobras contratará, en promedio, 39 plataformas en 2009 y 47 plataformas en 2010, 48 plataformas en 2011, 53 plataformas en 2012 y 52 en 2013. Mientras tanto, otros oil majors que incluyen a BP, Chevron, ExxonMobil y Shell contrataron sustancialmente menos flotantes. BP, por ejemplo, contrató 11 plataformas de aguas profundas y ultraprofundas en 2009, pero el número cae a menos de cinco plataformas para 2013. Sin embargo, varias empresas que construirán para Petrobras están en problemas. El constructor de plataformas MPF, que estaba en medio del proceso de construcción de una plataforma para Petrobras, presentó su solicitud de declaración de quiebra. Scorpion tuvo que desechar proyectos para construir un semisumergible porque no pudo conseguir financiación, y Sevan Drilling también tiene problemas para asegurarse fondos. Empresas más grandes como Diamond de Houston, Pride International y TransOcean están en una mejor posición. El año pasado, cuando los precios del petróleo estaban altos, Petrobras arrendó aproximadamente 80% de las plataformas de perforación offshore de aguas profundas del mundo, dejando a otros productores luchando por las restantes. Como resultado, las tarifas de alquiler aumentaron y las compañías de plataformas de aguas profundas juntaron más dinero.
En mayo, Petrobras lanzó una licitación para la contratación de 28 sondas de perforación destinadas a exploración en el pre-sal. Las sondas serán arrendadas y tendrán una capacidad de perforación a 3000 metros de la lámina de agua. Al mismo tiempo, Guilherme Estrella, director de exploración y producción de Petrobras, afirmó que en 10 o 15 años la cuenca de Santos será más importante para Brasil que la de Campos. Actualmente, la cuenca de Campos responde por más de 80% de la producción brasileña de petróleo. “Es la menina dos olhos de Petrobras, sin querer quitar la importancia de otras cuencas del país… En función de perspectivas, Santos ya es más importante que Campos. Creo que en 10 a 15 años la producción y la estimación de producción (futura) serán mayores que en Campos”, añadió Estrella. La ventaja de la cuenca de Santos es el petróleo de mejor calidad y una gama diversificada de petróleo y reservas. El ministro de Minas y Energía de Brasil, Edison Lobão, afirmó recientemente que el país necesitaba US$270.000 millones en inversiones a lo largo de la próxima década para desarrollar nuevas reservas de petróleo en aguas profundas.
El mercado de plataformas flotantes en tiempos de crisis
El mercado de plataformas petroleras flotantes vive el tiempo de la crisis financiera global y emerge relativamente fuerte comparado con el mercado de jackup, con exceso de suministro. Un ejemplo es Estados Unidos, donde el número de plataformas en exploración activa por petróleo y gas está casi por debajo de 50% desde finales de agosto, a 1043. Sin embargo, ningún segmento de la industria offshore está completamente aislado de la crisis actual y la caída de los precios del crudo. Algunas disminuciones en las tarifas por día de las plataformas flotantes y atrasos son evidentes, aunque la naturaleza de largo plazo de la mayoría de los contratos existentes previene al mercado de plataformas flotantes de entrar en una caída libre si los precios del petróleo se estabilizan este año.
Las nuevas unidades flotantes se entregan con paso estable, pero fueron pedidas hace meses, cuando el mercado de petróleo y de gas era fuerte y los pronósticos de demanda de energía indicaban que el apetito por hidrocarburos crecería considerablemente. De todas formas, los nuevos pedidos de plataformas offshore van más despacio. Tanto los astilleros como proveedores de equipos están a plena capacidad y los costos de construcción aumentaron. El derrumbe de los precios del petróleo y la crisis financiera global se han llevado oportunidades e incentivos para nuevas construcciones, y los recientes pedidos responden generalmente a compromisos previos.
Por ejemplo, Jurong Shipyard aseguró un pedido de plataformas de Gander Drilling Ltd., subsidiaria de Sea Dragon Offshore Ltd. para completar y entregar a Moss Maritime una unidad de perforación semisumergible de posicionamiento dinámico (DP-3). El acuerdo incluye una opción para una unidad adicional. El valor de contrato para la primera unidad es de US$247,3 millones. Esta nueva plataforma será construida para una profundidad de 3048 metros de agua y un máximo de perforación de 9144 metros. Programado para entregar a finales de 2010, el ultraaguas profundas aseguró un contrato de cinco años con la empresa petrolera mexicana Pemex.
Otros factores más allá de los temas financieros tienden a afectar algunas entregas de plataformas. Ensco International Inc. pospuso el comienzo de las operaciones del ultraaguas profundas Ensco 8500, de abril a junio de 2009. El retraso de dos meses se debe a una decisión de instalar grúas de cubierta diferentes en la plataforma. Ensco decidió sustituir el equipo por la mecánica y la fiabilidad de las grúas de cubierta. Ensco 8500 está contratado por Anadarko y Eni para trabajar en la parte estadounidense del golfo de México. Ensco 8500 es la primera de siete nuevas plataformas de semisumergible de perforación ultra-deepwater pedidas por Ensco International. La plataforma será capaz de operar en profundidades de hasta 2591 metros de agua y taladrará hasta 10.688 metros.
Las recientes entregas de plataformas flotantes incluyen el semisumergible Deepsea Atlantic que Daewo Shipbuilding and Marine Engineering (DSME) entregó a su propietario, Odfjell Drilling, a principios de febrero. La sexta generación de semisumergibles deepwater es capaz de perforar a una profundidad total de 11.430 metros de agua mientras opera a 3048 metros de agua. La plataforma tiene un contrato con la noruega StatoilHydro para trabajar en alta mar en los próximos cuatros años para exploración y producción del campo Gullfaks, localizado en el sector noruego del mar del Norte.
Seadrill añadió un nuevo trío de plataformas a su flota con la entrega de dos semisumergibles y un buque de perforaciones submarinas. Seadrill obtuvo la entrega del buque de perforación ultra-deepwater West Capella, de Samsung Heavy Industries (SHI) en Corea del Sur. Después de completar las actividades generales, el buque de perforación submarino se trasladará a Nigeria para comenzar las operaciones en virtud de un contrato de cinco años con la petrolera Total. La plataforma es capaz de perforar a una profundidad de 11.430 metros mientras su operación es de un máximo de 3050 metros de agua.
Además, Seadrill recibió el deepwater semi West Aquarius del astillero DSME en Pusan, Corea del Sur. Después de completar las actividades de movilización, la plataforma dirigida a Indonesia comenzará un período de tres años de exploración con ExxonMobil. West Aquarius es capaz de realizar operaciones de perforación paralela. La plataforma tiene un sistema de posicionamiento dinámico, y puede operar en profundidades hasta de 3000 metros.
Por último, Seadrill obtuvo la entrega del deepwater semi West Eminence de SHI. La unidad fue fletada por Petrobras en virtud de un contrato de seis años de operaciones en la cuenca de Santos a partir de junio. West Eminence es un semisumergible de sexta generación y alta especialidad. Su diseño tiene un sistema de posicionamiento dinámico y una profundidad de agua de hasta 3000 metros.
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