Yacimiento de Tupi está en aguas ultra profundas de 5.000 mts
El Diario
Cuando la industria petrolera mundial creía que la era de los descubrimientos de yacimientos gigantes, de los llamados “elefantes” de más de mil millones de barriles, era cosa del pasado, Petrobras demostró lo contrario, anotándose otro triunfo en su larga cadena de logros costafuera.
A mediados de noviembre, la estatal petrolera de Brasil, Petrobras, convulsionó a la industria petrolera al anunciar el hallazgo de gigantescas nuevas reservas, que le dan a ese país la posibilidad no sólo de mantener, por el futuro previsible, la largamente ansiada autosuficiencia petrolera –que alcanzó en mayo del año pasado–, sino también la de ingresar al exclusivo club de los grandes exportadores, afirma un informe de la página especializada www.petroleo.com.
El yacimiento
El descubrimiento de la mayor provincia petrolera costafuera de su historia, que se extiende más de 800 kilómetros, a lo largo de las cuencas marinas de Espirito Santo, Campos y Santos, en aguas ultraprofundas de 2.000 a 3.000 metros, desde el estado de Espirito Santo hasta Santa Catarina.
El volumen descubierto, tan sólo en el yacimiento Tupi (una pequeña porción de la nueva provincia), ubicado a 250 kilómetros al Sur de la costa del Estado de Río de Janeiro, aumenta en más de 50 por ciento de las reservas de crudo y gas del país, que sumaban 14 mil millones de barriles de petróleo equivalente. Petrobras calcula las reservas recuperables de crudo y gas de Tupi entre 5.000 y 8.000 millones de barriles de crudo liviano de 28 grados API, sin azufre.
“Es, sin duda alguna, un descubrimiento gigante –dijo Caio Carvalhao, investigador asociado de Cambridge Energy Research, en Río de Janeiro–. Tiene cerca del doble del tamaño de Roncador, el mayor hallazgo anterior de Petrobras”. Roncador, ubicado en la Cuenca de Campos, contiene 3.000 millones de barriles de reservas recuperables de crudo pesado.
Descubrimientos
Esta provincia petrolera se halla en un área nueva de exploración, donde por primera vez se ha alcanzado el horizonte ultra profundo de sal. Hasta la fecha, Petrobras es la única empresa, en condición de operadora –con o sin aliados estratégicos–, que ha perforado, probado y evaluado las rocas de la sección pre–sal.
El pozo descubridor, 1–RJS–628A, fue perforado el año pasado en lámina de agua de 2.126 metros, en una sección nueva de la Cuenca de Santos, 250 kilómetros al Sur de Río de Janeiro. Se perforó a una profundidad vertical verdadera de 5.998 metros, penetrando una secuencia evaporítica de sal de más de 2.000 metros de espesor. Petrobras informa que el pozo dio un flujo de 4.900 barriles diarios (b/d) de crudo de 30 grados API y 4,3 millones de pies cúbicos diarios de gas desde un reservorio pre–sal a través de estrangulador de 5/8 pulgadas.
El anuncio del nuevo y gigantesco campo se efectuó tras la completación del pozo confirmatorio 1–RJS–646, perforado 9,5 kilómetros al Sudeste del descubridor. La plataforma semisumergible de perforación Paul Wolf, de Noble Drilling, lo perforó en aguas de 2.166 metros, y las pruebas iniciales indicaron flujos de 2.000 b/d de petróleo y 65.000 metros cúbicos diarios de gas natural, limitados por factores de seguridad y de los equipos.
Hace una década, los geólogos carecían de las herramientas para dar un vistazo debajo de los lechos de sal profundos, que en la costa de Brasil pueden tener más de 1,5 kilómetros de espesor. Hoy, con la ayuda de supercomputadoras de alta velocidad, las imágenes tridimensionales de formaciones ultraprofundas debajo del lecho de sal comienzan a mostrar la posible existencia de miles de millones de barriles de nuevas reservas de crudo, y desafían la afirmación de los geólogos de que las empresas petroleras ya han encontrado casi todo el petróleo usable del mundo.
Inversiones
En Tupi, el análisis de las pruebas de formación del segundo pozo en el bloque BM–S–11 (Cuenca de Santos) permite estimar que el volumen recuperable de petróleo ligero (28º API) es de 5 a 8 mil millones de barriles.
Petrobras actúa en condición de operadora con 65 por ciento de participación. Sus socias en el descubrimiento son la empresa británica BG (25 por ciento) y la portuguesa Petrogal–Galp Energia (10 por ciento).
En los últimos dos años, el grupo invirtió cerca de 1.000 millones de dólares para perforar 15 pozos que alcanzaron las capas pre–sal. Ocho de ellos, que se probaron y evaluaron, resultaron productores de crudo liviano de alto valor comercial, con abundancia de gas natural asociado.
Reserva brasileña de gas y petróleo aún tiene desafíos que cumplir
El Diario
Actualmente, Petrobras, que produce alrededor de 1,9 millones de barriles de crudo por día, cubre las necesidades de Brasil, pero todavía debe importar petróleo liviano para mezclarlo con los pesados locales para su refinación.
Desde su creación, Petrobras ha descubierto en Brasil 25 mil millones de barriles de crudo, de los cuales ya se han producido 11 mil millones de barriles. La mayor parte desde horizontes geológicos de ubicación “pos–sal”, 80 por ciento en la Cuenca de Campos, con predominio del crudo pesado.
Petrobras podría iniciar la producción de Tupi en 2010 ó 2011, con el objetivo de aumentar la producción del país a 4,5 millones de b/d de crudo y gas equivalente para 2015. Antes del hallazgo de Tupi, el objetivo de producción de Petrobras para ese año era de 2,3 millones de b/d, afirma un informe de la página especializada: www.petroleo.com.
Con seguridad, Petrobras aumentará considerablemente su plan de inversiones de 112,4 millones de dólares, programado para el período 2008–2012, a fin de desarrollar el campo Tupi, que yace bajo más de 2 kilómetros de agua y por lo menos 5 kilómetros debajo del lecho marino.
“Esperamos que el campo comience a producir por lo menos 100.000 b/d en 2010, para aumentar gradualmente a 400.000 b/d”, dijo José Sergio Gabrielli, ejecutivo en jefe de la estatal petrolera de Brasil.
Un cálculo preliminar indica que para desarrollar Tupi, Petrobras necesitaría 100 pozos a un costo de 50.000 a 100.000 millones de dólares. La perforación del primer pozo llevó más de un año, a un costo de 240 millones de dólares. Actualmente, Petrobras puede perforar un pozo equivalente en 60 días, a un costo de 60 millones de dólares.
Desafíos nuevos y especiales
Petrobras deberá navegar aguas no sólo ultraprofundas sino también desconocidas en cuanto a desafíos técnicos y de costos para desarrollar sus nuevas y gigantescas reservas de crudo.
Geólogos y expertos dicen que antes de comenzar a producir bajo el horizonte de sal, a un promedio de 6.000 metros por debajo del lecho oceánico, Petrobras deberá recabar muchos datos sobre el yacimiento.
Luego, probablemente se enfrentará a casi una triplicación de los costos, comparados con los de yacimientos en profundidades por encima de la capa de sal. Tupi es, sin duda, el mayor hallazgo de Brasil, y podría ser el mayor en aguas profundas de la historia. Pero existen preocupaciones.
“El problema de flujo del yacimiento es clave y todavía incierto. Si el yacimiento resulta estrecho se requerirían más pozos, pozos muy costosos”, indicó Ruaraidh Montgomery, de la consultora Mackenzie en Edimburgo.
Costos elevados
Los analistas destacaron que con los actuales precios récord del petróleo, ningún costo parece demasiado elevado; una posible caída de los mismos ejercería en el futuro más presión sobre Petrobras para el desarrollo de un proyecto como Tupi. El profesor Giuseppe Baccocoli, renombrado geólogo de la Universidad Estatal de Río de Janeiro, afirmó que el costo del proyecto podría ser 10 veces más alto que el de otros emprendimientos de Petrobras.
“Si un pozo en la cuenca de Campos puede costar 10 millones de dólares, en Tupi serían 120 millones de dólares –sostuvo–. A esta profundidad, la sal se convierte en una masa plástica que se mueve tratando de cerrar el pozo. Lo intentamos antes y siempre tuvimos ese problema”, agrega.
Los costos de desarrollo son la principal preocupación, debido a que el mercado de plataformas de perforación es limitado y los costos han aumentado. “La perforación en Tupi se enfrenta al problema combinado de alta presión y baja temperatura del crudo. La estabilización de la tubería revestidora es un desafío, lo mismo que la dureza de la roca”, dijo Gabrielli.
El petróleo del nuevo campo tiene mucho gas natural asociado y Petrobras indica que pretende aprovechar debidamente este valioso recurso, y no quemarlo como es práctica común en sitios distantes, especialmente costafuera.
“Estamos considerando varias alternativas –dijo Gabrielli–. Construir un gasoducto marino a esas profundidades resulta casi prohibitivo, por eso vamos a estudiar la posibilidad de instalar un sistema flotante de licuefacción para transferir el gas licuado a barcos metaneros que lo lleven a tierra; un sistema de compresión del gas, que no es tan eficiente con el anterior; y también la generación de energía eléctrica con un sistema flotante, para llevar la energía eléctrica a tierra mediante cables submarinos”, agregó.
El Gobierno prevé gastar más y 4,1% de déficit el 2008
La Razón
El oficialista Movimiento al Socialismo (MAS) aprobó anoche, en tiempo récord y sin participación del opositor Podemos, el Presupuesto General de la Nación (PGN) para la gestión 2008, que contempla un incremento de la inversión pública, prevé más gastos de los ingresos que percibirá el Estado y consolida el recorte del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH).
El PGN consolidado 2008 alcanza a Bs 84.984 millones, es decir, 26.067 millones más que el año pasado, que fue de Bs 58.917 millones. Según la Comisión de Hacienda, de Diputados, esto se explica por la incorporación de las actividades de las empresas estatales de los sectores hidrocarburos, minería, fábrica de papel, la Empresa de Apoyo a la Producción de Alimentos y el Transporte Aéreo Boliviano.
Según el presidente de la Comisión de Hacienda, Gabriel Herbas, el déficit presupuestado, de -4.1%, es una cifra “conservadora”, que se incluye pese a la mayor probabilidad de que el comportamiento sea diferente en su ejecución. “En el PGN 2007 se presupuestó un déficit de 3,7%, pero al final de la gestión estamos registrando un superávit de 2,2%, y se prevé similar comportamiento en el 2008”, justificó.
Sobre el gasto, el informe de dicha Comisión señala que hay “un aumento de 45% respecto de la gestión 2007, destaca entre los más importantes el grupo de gasto corriente, 74%, y dentro de éste la partida de otros gastos corrientes que se incrementó en Bs 15,7 millones respecto del 2007”.
Después de la aprobación del PGN en la estación en grande, los parlamentarios de Podemos abandonaron el plenario, ante la imposibilidad de realizar modificaciones en el detalle de la ley por la mayoría que tiene el MAS.
El diputado Antonio Franco (Podemos) dijo que, con la aprobación del PGN, el MAS pretende consolidar “el recorte arbitrario del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), que afecta a los departamentos”.
En ese sentido, advirtió que en la Cámara de Senadores —donde la oposición tiene mayoría— se realizarán modificaciones, con lo cual el documento volvería a la Cámara de origen y podría acabar siendo tratado en una sesión del Congreso Nacional.
En el tema del IDH, el ministro de Hacienda, Luis Arce, afirmó tras la aprobación de la Ley que “yo no veo ningún recorte, para empezar. Uno es la renta Dignidad, que ha sido aprobada por el Congreso, y dos, el decreto de redistribución del IDH departamental, donde el departamento sigue teniendo los mismos recursos, sólo que se van a los municipios. Y (para) eso no es necesaria la aprobación de esta ley, porque basta un decreto”.
También dijo que “los recursos provenientes de las regalías departamentales serán la principal fuente de financiamiento de la inversión pública”. Explicó que está prevista una inversión pública de Bs 9.664 millones (67% será financiada con recursos internos y 33% con externos).
DATOS
Impuestos • Por este concepto, el PGN 2008 prevé un incremento de Bs 2.000 millones respecto del 2007.
Regalías • Muestran un aumento de Bs 108,8 millones con decremento a todas las prefecturas, excepto Potosí, Chuquisaca y La Paz.
Gasto corriente • Representa Bs 82,3millones; el gasto mayor sería de Bs 15,9 millones.
La inversión de Petrobras se dividirá en cuatro años
La Razón
La empresa brasileña Petrobras repartirá en cuatro años la inversión de entre 750 millones y 1.000 millones de dólares, comprometida el lunes para trabajos de exploración y producción de hidrocarburos en Bolivia, según informó ayer el ministro del sector en el país, Carlos Villegas.
La autoridad recordó que las inversiones se realizarán en campos que están en desarrollo, como San Alberto y San Antonio, y en otro actualmente en exploración, Ingre, al margen de estudios exploratorios en tres áreas de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB): Carohuaicho, Astillero y Cedro.
En este marco, Villegas aseguró que el 2008 se aumentará la producción, “porque nacerá una nueva fase de inversiones, no sólo de Petrobras, sino de todas las empresas petroleras que suscribieron los contratos de operación con Yacimientos”.
“De esta forma, gradualmente iremos obteniendo volúmenes adicionales de hidrocarburos, para cubrir las necesidades del mercado interno y cumplir con las obligaciones contractuales con Argentina y Brasil”, señaló.
Por otra parte, en el tema de industrialización, Villegas informó que el Gobierno tomó la decisión de iniciar este proceso a partir de la aprobación de la instalación de la planta separadora de líquidos del gas, en la región del Chaco boliviano, de donde saldrá también la planta de petroquímica en sociedad con la empresa brasileña Braskem.
El Ministro de Hidrocarburos adelantó que para la planta de separación de los líquidos —GLP y gasolina natural—, ya se tiene un crédito del Gobierno de Argentina de $us 450 millones, de los cuales se desembolsaron $us 4,5 millones para la licitación del estudio de ingeniería.
El Gobierno se salvó con Huacaya y santos milagrosos
El Diario
(ANF).- En el año que concluye, al Gobierno le salvó la campaña del pozo descubierto Huacaya X-1, ubicado en Chuquisaca, y también el retorno de Petrobras para aumentar las inversiones en el país, se anuncian entre 750 y 1.000 millones de dólares. Ambas repiquetearon justo pocos días antes de finalizar el 2007.
Con ambos hechos termina un año que estuvo signado de múltiples roces con las petroleras, una gestión en la que, finalmente, entraron en vigor los nuevos Contratos de Operación, pero todavía con la ausencia de normas, puesto que están incompletos los reglamentos.
Justamente, los anuncios de Repsol-YPF, que opera Margarita y Huacaya, recién descubierto, y de Petrobras que retomará inversiones millonarias, casi de inmediato en el próximo año se anticipa como más promisorio para el país y el Gobierno, puesto que con la noticia de la inyección de mayor capital, por parte de estas compañías en mega reservorios, se garantiza la provisión de gas natural para el mercado interno y Argentina que tiene plazos perentorios.
Si bien las petroleras continúan con el negocio, al otro lado de la mesa, todavía no hay una contraparte nacional fuerte, conocedor y técnico, es decir, que aún no se puede contar con un Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) fortalecido para emprender como socio activo.
Además, hay asuntos pendientes de urgente atención, como ser los Acuerdos de Entrega que permitirán definir los volúmenes que cada petrolera debe proveer tanto para el mercado interno como para la exportación.
Reabren surtidor para comercializar diesel directamente
Correo del Sur
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) reabrió el surtidor denominado "Valle Hermoso" en la carretera antigua a Santa Cruz para iniciar la venta directa de diesel a la sociedad cochabambina.
La reapertura de su estación de servicio "Valle Hermoso", ubicada a la altura del kilómetro cinco y medio de la carretera antigua a Santa Cruz, se produjo la noche del lunes.
El volumen, que fue puesto a disposición del transporte pesado público y privado no afectará el cupo de 516 mil litros que diariamente reciben las 60 estaciones de servicio privados locales de esa urbe.
Este surtidor tiene la capacidad de repartir 40 mil litros de diesel por día y adicionarán mayores cantidades directamente de los depósitos de YPFB, en caso de necesitarse para cubrir la demanda.
El responsable de la distrital de comercialización de YPFB, Wilson Orellana, manifestó que "40 mil litros será la capacidad de esta estación".
En ese sentido, informó que este surtidor es el primero en su clase, en funcionar en esta ciudad, ya que existen otras de las mismas características en Santa Cruz, El Alto, Cobija y Sucre.
Respecto a las prohibiciones de cargar en tanques adicionales denominados "mochilas", Orellana informó que efectivos militares controlan el cumplimiento de la resolución administrativa de la Superintendencia de Hidrocarburos.
Para la CBH, el 2007 fue año perdido para los hidrocarburos
El Diario
(ANF).- La gestión que concluye fue “un año perdido”, puesto que “no se pudo destrabar los diferentes procesos de inversión”, según el presidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), José Magela Bernardes.
Si bien el 2007 fue negativo para el sector petrolero, “al final de este año, se vislumbra un haz de luz que ojalá permita tener un año 2008 con mejores resultados”, puntualiza el Presidente de la CBH en un informe divulgado por la entidad.
El año que concluye se caracterizó por una gestión con “producción e inversión limitada”, además, “con exigencias contractuales difíciles de cumplir hoy y mucho más en el futuro”, siendo el “poco acercamiento entre los actores del negocio” lo que dificultó la actividad.
Sin embargo, el “sector ni el país debieran darse el lujo de perder años sin actividad intensiva, mucho más cuando los proyectos están firmados y se necesita un gran impulso para su desarrollo”, remarca el ejecutivo.
Por segundo año la incertidumbre provocó la reducción de inversiones, las mínimas, aunque millonarias, para mantener los niveles de producción, que garanticen el abastecimiento del mercado interno y el contrato de exportación a Brasil, conocido como GSA, señalan en fuentes petroleras.
BID decide hoy sobre préstamo para Camisea
Los Tiempos
El directorio del BID decidirá hoy si concede o no un préstamo de 400 millones de dólares para la segunda fase del controvertido proyecto energético de Camisea, dijo a Jaime Quijandría, el representante de Perú ante la institución.
El crédito del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) daría una importante infusión de efectivo al Consorcio Perú LNG, formado por la estadounidense Hunt Oil, las trasnacionales SK Corp. (Corea del Sur) y Repsol YPF (España).
El grupo ya ha comenzado las obras del proyecto, cuyo objetivo es conectar con el gasoducto construido en la primera fase y procesar el gas natural para su exportación.
La entidad ya negó un préstamo a la primera fase del proyecto "en base a la preocupación sobre el medio ambiente", dijo Philip Cogan, un portavoz de la institución.
El tema es especialmente delicado por los presuntos daños ambientales y sociales ocasionados durante la primera fase del proyecto, que abrió pozos en la Amazonía peruana e instaló un gasoducto y un poliducto (para líquidos como propano y butano). En los últimos años han ocurrido seis fugas en esas tuberías.
Las empresas y los partidarios del proyecto destacan que las instalaciones de la segunda fase, que consistirán en una planta de licuefacción, una terminal marina y un gasoducto de 408 kilómetros de largo, serán construidas fuera de la cuenca del Amazonas.
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