Cumple 15 años el descubrimiento que puso a Brasil en otra dimensión en el mapa mundial del petróleo. En 15 años el Presal se ha convertido en uno de los polos de producción de petróleo en aguas profundas, más importante del mundo.
Quince años después del primer petróleo, el Presal se consagra como uno de los centros de producción más importantes del mundo en aguas profundas y ultraprofundas, así como un sitio de innovaciones disruptivas. Es una combinación única de enormes reservas, alta productividad, bajos costos, menor huella de carbono y una eficiencia superior a la media.
Desde el inicio de la producción en el campo de Jubarte hasta hoy, el Presal ha acumulado una sucesión de récords y resultados históricos, que han construido una trayectoria de éxito sin precedentes en la industria offshore, reconocida mundialmente.
RECORDAMOS ESTA HISTORIA
Todo comenzó el 2 de septiembre de 2008, cuando la plataforma P-34 produjo el primer petróleo presalino en el campo Jubarte, en la porción de Espírito Santo de la Cuenca de Campos. Dos años más tarde, entró en producción la primera plataforma presalina definitiva en la Cuenca de Santos, en el campo de Tupi: la FPSO Cidade de Angra dos Reis, que inauguró una nueva era de producción en el país.
Desde entonces, muchas cosas han cambiado: actualmente operan 31 plataformas en esa zona, 23 de las cuales son totalmente dedicadas. Y la palabra clave fue tecnología, que jugó un papel fundamental en el avance del Presal. Ante el escenario extremo que combinaba aguas ultraprofundas y un modelo geológico complejo, Petrobras tuvo el desafío de ser creativa y desarrollar tecnologías innovadoras adaptadas a las condiciones de esa capa.
Gracias al uso de soluciones de última generación, Petrobras logró, junto con sus socios y proveedores, acelerar la producción y reducir costos, haciendo aún más competitivo el Presal.
Así, la empresa transformó una frontera hasta ahora inexplorada en uno de los centros de producción más grandes del mundo, una hazaña reconocida dos veces por el premio más importante de la industria petrolera mundial: el premio OTC (Offshore Technology Conference). El primer reconocimiento de OTC llegó en 2015, por el conjunto de tecnologías que hicieron viable el campo Tupi. Y en 2021, el segundo premio consagró las innovaciones especialmente diseñadas para desarrollar el campo de Búzios.
Petrobras también recibió la versión brasileña del Premio OTC, en 2019, en reconocimiento a las soluciones tecnológicas desarrolladas para el campo Mero, también en el Presal de la Cuenca de Santos.
Otro punto que ayuda a explicar la rápida evolución del Presal es la alta productividad. Muchos pozos en esa capa tienen capacidad para producir entre 35.000 y 40.000 barriles por día, y algunos alcanzan la marca de 50.000 bpd, muy por encima del promedio del post-sal. Entre los mayores productores se encuentran los pozos ATP-6, en el campo Atapu, que alcanzó los 52.000 bpd; RJS-704, en el campo de Itapu, que alcanzó 51 mil bpd y RJS-733, en el campo de Sépia, que alcanzó 50 mil bpd.
AVANCES EN LA CONSTRUCCIÓN DE POZOS
Acelerar la curva de aprendizaje en la capa presalina aseguró una reducción significativa en el tiempo de construcción de los pozos. El tiempo promedio necesario para construir un pozo marino en el Presal de la Cuenca de Santos fue, en 2010, de alrededor de 300 días.
En 2023, este tiempo se redujo a alrededor de 110 días, lo que hizo que la construcción del pozo fuera aproximadamente 3 veces más rápida. Estas optimizaciones se lograron a través de iniciativas estratégicas que permitieron la aplicación de nuevas tecnologías de perforación y terminación, configuraciones de pozos innovadoras, optimización de campañas e iniciativas de integración de la cadena de suministro.
COSTOS REDUCIDOS
Además, el enfoque en optimizar los costos operativos y acelerar la producción, con la alta productividad de los pozos, se ha traducido en un costo de extracción promedio de $us 3,7 por barril de petróleo equivalente en la capa Presal – siendo el promedio de Petrobras 6 dólares.
En la industria petrolera, acelerar la producción de proyectos es sinónimo de anticipar la recuperación del capital empleado, lo cual es crucial para la generación de caja. Cuanto más rápido pongamos en producción nuestros pozos, más rápido será el retorno financiero y menores serán los costos unitarios involucrados con la producción.
Con información y fotos de Agencia Petrobras – Traducción libre Radar Energético
