Brasil se perfila como potencia petrolera
| Martes 25 diciembre, 2007
Brasil se perfila como potencia petrolera
Río de Janeiro
Xinhua
Brasil inauguró en 2007 la era de descubrimientos de campos petrolíferos gigantes a grandes profundidades, pero la extracción dependerá de la rentabilidad y la superación de barreras técnicas.
En noviembre, la estatal Petróleos de Brasil (Petrobras) confirmó la existencia de petróleo en el campo Tupí, en el mar de la Cuenca de Santos, frente al litoral sur del país.
El yacimiento está a 7 mil metros de profundidad desde la superficie del mar, más allá de una capa de sedimentos salinos de hasta dos kilómetros de espesor.
Petrobras calcula que el yacimiento abarca 100 kilómetros cuadrados y contiene entre 5 mil millones y 8 mil millones de barriles de petróleo liviano. Petrobras explora la región con las empresa BG (británica) y Galp (portuguesa).
Los expertos aseguran que la explotación del yacimiento convertirá a Brasil en una potencia petrolera.
La calificadora de riesgo Standard and Poor's explicó que no ha incorporado “ningún efecto positivo” del anuncio en la categoría de crédito de Petrobras, que permanece en BBB-, a seis pasos de otras grandes petroleras como British Petroleum.
“El descubrimiento exige inversiones relevantes en una frontera geológica nueva, cuya producción tiene desafíos financieros y técnicos y altos costos”, explicó a Xinhua el analista de S&P, Reginaldo Takara, en Sao Paulo.
“Es temprano desde el punto de vista del crédito para hablar. Es un factor positivo, pero a largo plazo y la estimación está sujeta a costos”, agregó.
De los costos también dependerá que Brasil amplíe su producción de crudo, observó.
Petrobras prevé que en 2013 completará un proyecto piloto en Tupí para la extracción de 100 mil barriles diarios de petróleo (BDP) y de cuyos resultado dependerán futuras inversiones para la explotación a gran escala.
Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), sin contar Tupí, Brasil producirá en 2010 unos 2,5 millones de BDP, con una demanda de 2,4 millones de BDP que crece 2% anual.
En 2020, el país extraerá 3,3 millones de BDP y consumirá tres millones. En 2030, Brasil producirá 4,1 millones de barriles diarios de petróleo y consumirá 3,5 millones, según la AIE.
En 2007, Brasil extrajo un promedio de 1,8 millones de BDP y la aumentará a 2,1 millones en 2008 en campos marinos tradicionales, mucho menos difíciles de trabajar que las nuevas capas del “pre sal”.
Además del Tupí, Petrochina halló este año un yacimiento, el Jidong Nanpu, con 3.200 millones de barriles de reservas probadas, en la bahía de Bohai (China).
La AIE dijo que el descubrimiento de campos gigantes suscitará un aumento de los suministros fuera del Medio Oriente, en alusión a una futura baja en los precios internacionales.
“Los reportes sugieren que los dos nuevos descubrimientos hechos por Petrobras y Petrochina podrían generar una producción combinada de 1,5 millones de barriles diarios de petróleo para finales de la próxima década”, aseguró la AIE en un informe.
Tupí es el mayor descubrimiento jamás hecho en Brasil, pero su explotación tendrá muy altos costos, aseguró.
“Con estimaciones iniciales basadas en sólo dos pozos, serán necesarias nuevas perforaciones antes de probar las reservas y desarrollar un cronograma viable de producción”, advirtió.
Tupí es un hito porque aumenta las reservas petroleras de Brasil en momentos en que los altos precios harían rentable la explotación, a decir de los expertos.
Según especialistas, la demanda mundial de hidrocarburos mantiene una tendencia ascendente con posibilidades de que los altos precios del crudo contribuyan a una recesión mundial.
La AIE calculó un crecimiento anual de la demanda global de 1,6% hasta el 2030, y dos tercios de ella provendrá de países en desarrollo en los que la economía y la población crecen a un ritmo más acelerado, justamente el caso de China y Brasil.
Eso significa que Brasil será el principal cliente de su nuevo petróleo y aportaría poco crudo al mercado mundial, según los expertos.
Petrobras ha comparado su nuevo campo con otros grandes del mundo, incluyendo los de países árabes.
En Medio Oriente y Africa del Norte los costos totales, incluida la exploración, desarrollo, equipos y combustible, están entre tres y cinco dólares por barril; comparado con más de 15 en el Mar del Norte y 12 en el Golfo de México, según la AIE.
El experto brasileño Giuseppe Bococcoli, consultado por Xinhua, calculó que el crudo de Tupí no saldrá por menos de $35 el barril, sin incluir costos financieros.
Parte del problema técnico es que la sal se desplaza al paso de los taladros, que fácilmente pueden romperse u obstruirse, lo que dificulta aún más las estimaciones futuras de producción.
Esa incertidumbre impacta en los costos, que en esos horizontes se cuadruplican cuando se duplica la profundidad de un pozo, según empresas de perforación.
En un reciente artículo para la firma “Global Research”, el experto petrolero Oliver L. Campbell, recuerda la experiencia “pre sal”, acumulada en los años 90 por gigantes como Chevron en el Golfo de México desde los años 90 por gigantes como Chevron.
“El problema en producir petróleo a esas profundidades es el costo, pero con el crudo a 100 dólares por barril la operación es rentable y lo será más con las mejoras tecnológicas”, señaló.
“Hay una gran extensión oceánica que no ha sido explorada con posibilidades de que posean grandes yacimientos. Aquellos que dicen que es inminente el agotamiento del petróleo tendrán una vez más que tragarse sus palabras”, afirmó.
“El mayor logro de Petrobras ha sido perforar con éxito a través de 2 mil metros de sal. La compañía ha mostrado al mundo que puede competir en igualdad con las grandes petroleras”, señaló Campbell.
En parte los problemas en el Golfo de México han sido superados gracias a nuevas técnicas tridimensionales de levantamiento sísmico que ayudan a ubicar el crudo, según empresas especializadas.
Pero evaluar y cuantificar con precisión yacimientos más allá de las complejas estructuras geológicas del pre sal brasileño requiere una inversión de tiempo y dinero muy diferente a la de los campos convencionales y hasta los salinos del Golfo de México.
Por lo pronto ya los especialistas se apresuran a medir el impacto del nuevo campo en la economía brasileña.
Río de Janeiro
Xinhua
Brasil inauguró en 2007 la era de descubrimientos de campos petrolíferos gigantes a grandes profundidades, pero la extracción dependerá de la rentabilidad y la superación de barreras técnicas. En noviembre, la estatal Petróleos de Brasil (Petrobras) confirmó la existencia de petróleo en el campo Tupí, en el mar de la Cuenca de Santos, frente al litoral sur del país.
El yacimiento está a 7 mil metros de profundidad desde la superficie del mar, más allá de una capa de sedimentos salinos de hasta dos kilómetros de espesor.
Petrobras calcula que el yacimiento abarca 100 kilómetros cuadrados y contiene entre 5 mil millones y 8 mil millones de barriles de petróleo liviano. Petrobras explora la región con las empresa BG (británica) y Galp (portuguesa).
Los expertos aseguran que la explotación del yacimiento convertirá a Brasil en una potencia petrolera.
La calificadora de riesgo Standard and Poor's explicó que no ha incorporado “ningún efecto positivo” del anuncio en la categoría de crédito de Petrobras, que permanece en BBB-, a seis pasos de otras grandes petroleras como British Petroleum.
“El descubrimiento exige inversiones relevantes en una frontera geológica nueva, cuya producción tiene desafíos financieros y técnicos y altos costos”, explicó a Xinhua el analista de S&P, Reginaldo Takara, en Sao Paulo.
“Es temprano desde el punto de vista del crédito para hablar. Es un factor positivo, pero a largo plazo y la estimación está sujeta a costos”, agregó.
De los costos también dependerá que Brasil amplíe su producción de crudo, observó.
Petrobras prevé que en 2013 completará un proyecto piloto en Tupí para la extracción de 100 mil barriles diarios de petróleo (BDP) y de cuyos resultado dependerán futuras inversiones para la explotación a gran escala.
Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), sin contar Tupí, Brasil producirá en 2010 unos 2,5 millones de BDP, con una demanda de 2,4 millones de BDP que crece 2% anual.
En 2020, el país extraerá 3,3 millones de BDP y consumirá tres millones. En 2030, Brasil producirá 4,1 millones de barriles diarios de petróleo y consumirá 3,5 millones, según la AIE.
En 2007, Brasil extrajo un promedio de 1,8 millones de BDP y la aumentará a 2,1 millones en 2008 en campos marinos tradicionales, mucho menos difíciles de trabajar que las nuevas capas del “pre sal”.
Además del Tupí, Petrochina halló este año un yacimiento, el Jidong Nanpu, con 3.200 millones de barriles de reservas probadas, en la bahía de Bohai (China).
La AIE dijo que el descubrimiento de campos gigantes suscitará un aumento de los suministros fuera del Medio Oriente, en alusión a una futura baja en los precios internacionales.
“Los reportes sugieren que los dos nuevos descubrimientos hechos por Petrobras y Petrochina podrían generar una producción combinada de 1,5 millones de barriles diarios de petróleo para finales de la próxima década”, aseguró la AIE en un informe.
Tupí es el mayor descubrimiento jamás hecho en Brasil, pero su explotación tendrá muy altos costos, aseguró.
“Con estimaciones iniciales basadas en sólo dos pozos, serán necesarias nuevas perforaciones antes de probar las reservas y desarrollar un cronograma viable de producción”, advirtió.
Tupí es un hito porque aumenta las reservas petroleras de Brasil en momentos en que los altos precios harían rentable la explotación, a decir de los expertos.
Según especialistas, la demanda mundial de hidrocarburos mantiene una tendencia ascendente con posibilidades de que los altos precios del crudo contribuyan a una recesión mundial.
La AIE calculó un crecimiento anual de la demanda global de 1,6% hasta el 2030, y dos tercios de ella provendrá de países en desarrollo en los que la economía y la población crecen a un ritmo más acelerado, justamente el caso de China y Brasil.
Eso significa que Brasil será el principal cliente de su nuevo petróleo y aportaría poco crudo al mercado mundial, según los expertos.
Petrobras ha comparado su nuevo campo con otros grandes del mundo, incluyendo los de países árabes.
En Medio Oriente y Africa del Norte los costos totales, incluida la exploración, desarrollo, equipos y combustible, están entre tres y cinco dólares por barril; comparado con más de 15 en el Mar del Norte y 12 en el Golfo de México, según la AIE.
El experto brasileño Giuseppe Bococcoli, consultado por Xinhua, calculó que el crudo de Tupí no saldrá por menos de $35 el barril, sin incluir costos financieros.
Parte del problema técnico es que la sal se desplaza al paso de los taladros, que fácilmente pueden romperse u obstruirse, lo que dificulta aún más las estimaciones futuras de producción.
Esa incertidumbre impacta en los costos, que en esos horizontes se cuadruplican cuando se duplica la profundidad de un pozo, según empresas de perforación.
En un reciente artículo para la firma “Global Research”, el experto petrolero Oliver L. Campbell, recuerda la experiencia “pre sal”, acumulada en los años 90 por gigantes como Chevron en el Golfo de México desde los años 90 por gigantes como Chevron.
“El problema en producir petróleo a esas profundidades es el costo, pero con el crudo a 100 dólares por barril la operación es rentable y lo será más con las mejoras tecnológicas”, señaló.
“Hay una gran extensión oceánica que no ha sido explorada con posibilidades de que posean grandes yacimientos. Aquellos que dicen que es inminente el agotamiento del petróleo tendrán una vez más que tragarse sus palabras”, afirmó.
“El mayor logro de Petrobras ha sido perforar con éxito a través de 2 mil metros de sal. La compañía ha mostrado al mundo que puede competir en igualdad con las grandes petroleras”, señaló Campbell.
En parte los problemas en el Golfo de México han sido superados gracias a nuevas técnicas tridimensionales de levantamiento sísmico que ayudan a ubicar el crudo, según empresas especializadas.
Pero evaluar y cuantificar con precisión yacimientos más allá de las complejas estructuras geológicas del pre sal brasileño requiere una inversión de tiempo y dinero muy diferente a la de los campos convencionales y hasta los salinos del Golfo de México.
Por lo pronto ya los especialistas se apresuran a medir el impacto del nuevo campo en la economía brasileña.