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Lunes 07 de Febrero de 2011 20:00 |
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Asuntos del día:
1. BRASIL - Presal: carrera de inversiones por el petróleo en
las profundidades del mar (OILWATCH SUDAMERICA)
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Message: 1
Date: Fri, 14 Jan 2011 14:36:57 -0500
From: OILWATCH SUDAMERICA <
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Subject: [Boletin OWSA] BRASIL - Presal: carrera de inversiones por el
petróleo en las profundidades del mar
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Content-Type: text/plain; charset="iso-8859-1"; Format="flowed"
Informe especial
*Presal: carrera de inversiones por el petróleo en las profundidades del mar
*
La importancia del mercado brasileño implica profesionalizar cada vez
más las diversas etapas de la cadena petrolera
Hernán Federico Pacheco, Octubre 2010
A pesar de estar aún intacto, a siete mil metros bajo la superficie del
mar, el petróleo depositado en la capa presal ya es el combustible de
una carrera por inversiones multimillonarias en tierra firme. Significa
obras de infraestructura y logística, y negocios en los sectores de
exploración y desarrollo, portuario, aeroportuario, inmobiliario, naval
y de investigación tecnológica.
Las inversiones en exploración de Petrobras y de otras petroleras
desencadenarán más de 40 mil millones de reales de recursos en eslabones
de la cadena productiva, como construcción de refinerías, máquinas,
industrias de plásticos, siderúrgicas y equipos e industria naval.
Proyecciones a largo plazo del Instituto de Investigación Económica
Aplicada (Ipea) indican que la producción de petróleo de Petrobras debe
alcanzar unos 3,9 millones de barriles por día en 2020, de los cuales,
46% provendrán del presal. Ipea estima que, para el desarrollo de la
producción brasileña de petróleo, el presal necesitará cerca de US$82,5
mil millones en el período 2014-2020.
Petrobras anunció la contratación de 84 plataformas y 53 sondas de
perforación hasta 2020, entre 504 barcos de apoyo y otros equipamientos.
La mayoría de los encargos para la exploración de nuevos campos de
producción de petróleo debe ser destinada al presal. Otros US$75.200
millones están previstos para el postsal. Los recursos dependen de la
capitalización de Petrobras, que se inició en septiembre. Por cuenta del
presal, grandes empresas instalan sus centros de investigación. Sólo en
2009 fueron anunciados tres nuevos centros de investigación con esa
finalidad por parte de la norteamericana Baker Hughes, de la francesa
Schlumberger y de Usiminas. Todas funcionarán en el mayor parque
tecnológico de América Latina dirigido al sector de petróleo y gas en
Ilha do Fundão.
Gracias al presal, el sector petrolero, hasta entonces concentrado en
Río de Janeiro, va a impulsar polos de desarrollo en São Paulo y
Espírito Santo. Los valores estudiados por BNDES se refieren, sin
embargo, sólo a las inversiones iniciales del presal, cuyas reservas
están estimadas en cerca de 50 mil millones de barriles por la Agência
Nacional do Petróleo (ANP). Esto indica que el sector continuará
creciendo en las inversiones de la economía brasileña.
A lo largo de la última década, la participación del sector petrolero en
el producto interno bruto (PIB, conjunto de bienes y servicios
producidos en el país) creció cuatro veces, pasando de 2,5% en 1999 a
cerca de 12% este año y debe aumentar aún más. Mientras tanto, el
volumen de petróleo exportado por el país creció 2674% en diez años,
llevando la venta de petróleo del lugar 21 de la pauta brasileña en
2001, al segundo lugar este año. La producción brasileña de petróleo
deberá crecer por lo menos 126% hasta 2019, mientras que la de gas va a
dar un salto de 188%. Ya las reservas brasileñas deben duplicar de
tamaño en cuatro años.
Petrobras pretende duplicar sus operaciones en logística en los próximos
cinco años. El objetivo es acompañar la producción de petróleo de la
compañía, que debe pasar de los actuales 2,7 millones de barriles por
día a 5,3 millones en 2020, lo que representa un aumento de 7,1% cada
año. El presal tiene distintos desafíos: desde largas distancias de la
costa, hasta limitaciones de desplazamiento. Petrobras va a apostar por
el uso de hubs logísticos, que funcionan como centros de distribución.
Eso mejorará las condiciones de seguridad en las plataformas y reducirá
los costos de operación.
El número de pasajeros transportados anualmente por la compañía va a
pasar de 800 mil a 1 millón, hasta 2016, y el volumen de carga subirá de
400 mil toneladas por año a 1 millón hasta 2020. También se construirán
tres aeropuertos hasta 2016, localizados en Campos dos Goytacazes,
Santos e Itaguaí, en Río de Janeiro, además de otros tres puertos que
entrarán en actividad en los próximos años: Ubu, en el litoral norte de
Espírito Santo, en 2014; Santos, en 2015, e Itaguaí, que deberá ser
concluido en 2016. Petrobras también duplicará el número de
embarcaciones en operación a 400 en 2017.
Río, el mayor productor de petróleo del país, responde por 85% de la
producción nacional del hidrocarburo. Ese círculo virtuoso de
inversiones podrá ampliar la participación fluminense en el producto
interno bruto nacional. Hoy, Río responde por 11,2% del PIB del país.
Como el estado recibirá grandes inversiones y el petróleo tiene efectos
directos e indirectos importantes, esa participación deberá aumentar en
los próximos años. El banco UBS estima que sean necesarias inversiones
por US$600 mil millones para extraer petróleo de esa nueva frontera
exploratoria, área de la cual 60% está en Río.
Río de Janeiro también tendrá la primera unidad industrial de Brasil
para mantenimiento y reparación de turbinas de generación de energía de
las plataformas petroleras. General Electric tiene el objetivo de operar
una nueva unidad el año próximo. Hoy las turbinas son retiradas de las
plataformas y enviadas al exterior para mantenimiento, donde permanecen
de tres a cuatro meses.
El estudio Decisão 2010-2012, de la Federação das Indústrias do Estado
do Rio de Janeiro (Firjan), establece inversiones por 126,3 mil millones
de reales en el estado para tal período. De ese total, 77.100 millones
son de iniciativas de Petrobras, 28.600 millones del sector de
infraestructura y 20,3 mil millones de la industria de transformación.
El sector petroquímico responde por casi 75% de las inversiones de la
industria de transformación, destacándose el Complexo Petroquímico do
Rio de Janeiro (Comperj). La iniciativa, cuya inversión prevista
inicialmente es de US$85 mil millones, debe entrar en operación en 2013
y aumentar la capacidad brasileña de refinación de petróleo pesado, con
una consecuente reducción de la importación de derivados y de productos
petroquímicos.
Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes y Usiminas preparan centros de
investigación para desarrollos tecnológicos
El esfuerzo de Petrobras por llevar empresas a Brasil viene acompañado
de otro movimiento en la cadena de proveedores: los que ya están
instalados allí se apresuran a montar centros de investigación para
desarrollar tecnologías específicas para el presal. Hoy, 71
instituciones de 19 estados del país componen las 38 redes brasileñas de
tecnología.
Para estudiar las dificultades del presal, Petrobras unió diversas áreas
en nuevas investigaciones, aumentó la inversión en investigación y
desarrollo y creó dos programas, Prosal y Pro-CO2. Los elevados costos
de desarrollo de la producción en el presal incentivaron a Petrobras a
investigar maneras de abaratar el proceso de construcción de pozos y la
mejor forma de optimizar la producción en la región. Los pozos
representan, hoy, más de 50% de los costos del presal. La empresa
pretende hacer pozos con mayor contacto con la reserva, que son pozos
horizontales, para garantizar mayor eficacia y hacer más económicas sus
operaciones. Hasta el momento, Petrobras y sus compañeros consiguieron
construir pozos verticales con éxito en el presal. El próximo paso será
hacer pozos horizontales en Tupí.
En opinión de los ejecutivos de Petrobras, las principales dificultades
de operar en el presal son la heterogeneidad de las rocas carbónicas,
las características del petróleo, la inyección de agua, el ambiente
corrosivo y el CO2. La gran experiencia de la compañía en aguas
profundas y ultraprofundas también ayuda a la empresa en las
operaciones. El posicionamiento de los pozos en las mejores locaciones
es determinante para alcanzar una mayor productividad, además de la
importancia de la adquisición sísmica de mayor precisión para tener
mejores operaciones y más calidad en el perfil de la reserva.
La francesa Schlumberger, proveedora de componentes y prestadora de
servicios en el área de petróleo, anunció en 2009 la construcción de un
centro tecnológico en Río, donde están Cenpes (centro de investigación
de Petrobras) y UFRJ. A mediados de septiembre la francesa informó que
ampliará el centro después de su conclusión. Inicialmente, la unidad
tendrá un área de 120 mil metros cuadrados y cerca de 100 operarios,
pero en el futuro los números pueden pasar a 220 mil metros cuadrados y
a un contingente de 300 profesionales.
Schlumberger enfocará su actuación en el desarrollo de nuevas
tecnologías para petróleo y gas en el país, en tres áreas: desarrollo de
software de geociencias para el sector de exploración y producción;
nuevas tecnologías para desafíos de producción y caracterización de las
reservas en el presal, y creación de un centro de excelencia en
procesamiento e interpretación geofísica, con tecnologías 4D y
mediciones sísmicas y electromagnéticas.
La estrategia de la empresa será desplegada también en nuevos acuerdos
tecnológicos con Petrobras y con la academia, siempre enfocada en sus
estudios multidisciplinarios. Esto se está desarrollando en su base de
operaciones en Macaé. La unidad cuenta con un centro integrado, donde se
desarrollan investigaciones en diferentes áreas, como estudios de riesgo
y optimización de perforación. La base de operaciones submarinas,
presupuestada en 70 millones de reales, fue inaugurada en julio de este
año. La nueva sede absorbe las cuatro bases operacionales que la empresa
tiene en el municipio, unificando las áreas de administración,
logística, mantenimiento y laboratorios. La unidad tiene capacidad para
albergar hasta 1350 operarios.
También está ya en la fila para construir sus laboratorios su
competidora norteamericana Halliburton. Uno de los acuerdos de Petrobras
con esta empresa se refiere a la investigación de tecnologías para
determinar la contaminación de fluidos; la simulación en laboratorio de
la producción de pozos, y la cimentación en formaciones de sal y gas
carbónico (CO2). En el área de ductos, la francesa Technip y la
italo-argentina Tenaris Confab también decidieron construir sus centros
de investigación en Brasil.
Landmark Software, empresa del grupo Halliburton, lanzó a mediados de
agosto en Río de Janeiro una plataforma de trabajo unificada para el
procesamiento de módulos y aplicaciones para la evaluación y desarrollo
de proyectos de E&P. La propuesta de la empresa fue crear un ambiente
donde miembros de un mismo equipo puedan trabajar simultáneamente en la
interpretación de superficies subacuáticas. El software mejora la toma
de decisión de los equipos en la medida que incontables usuarios operan
en un ambiente de colaboración con múltiples fuentes de datos. El
software puede utilizarse con prácticamente todas las aplicaciones del
mercado para análisis e interpretación geofísica, geológica, modelación
subacuática y tratamiento de fracturas.
Muchos de los laboratorios ya instalados en la Ilha do Fundão --y
algunos de los que vendrán-- cuentan con la asociación a Coppe. La
siderúrgica Usiminas es otra de las que abrirá un centro tecnológico al
lado de Cenpes, de Petrobras, para desarrollar aceros especiales
dirigidos a la construcción naval. Wellstream, de ductos y otros equipos
submarinos, y Clarent, de productos químicos para combatir la corrosión,
también pretenden abrir unidades de investigación en la Ilha do Fundão.
En acuerdo con Cenpes, la alemana Schulz exhibió en la Feria Rio Oil and
Gas el primer tubo rígido bimetálico destinado a ambientes de presal. El
equipamiento fue desarrollado a partir de un acuerdo de cooperación
tecnológica con el centro de investigaciones de Petrobras. El desarrollo
del equipo se hizo en Brasil y demandó cinco años de estudios e
investigaciones. El tubo bimetálico está disponible en diámetros de 4" a
12". Se podrá utilizar en el desarrollo del área de Tupí Nordeste,
localizada en el cluster de la Cuenca de Santos.
Baker Hughes inaugurará a finales de año un centro de prueba y
desarrollo de Bombas Eléctricas Sumergibles (ESP, por sus siglas en
inglés) en Macaé. La tecnología ESP es importante para aumentar la
producción de los campos de aguas ultraprofundas y producir en los
yacimientos de crudo pesado del país. Extensos test de precalificación
de estos complejos sistemas son necesarios para verificar la integridad
mecánica, hidráulica y eléctrica de las soluciones ESP para cada uso
específico.
Radiografía de negocios
Una radiografía del perfil de las empresas y de sus negocios
estratégicos muestra que las estatales de petróleo de China y de Corea
del Sur deberán liderar las inversiones extranjeras en la exploración
del presal brasileño. Las empresas estatales y las grandes compañías de
Europa, como la británica BP y la anglo-holandesa Shell, tienen el
capital suficiente para la demanda de presal. Sin embargo, las compañías
europeas están hoy interesadas en explorar fuentes no convencionales,
como el gas shale o las arenas petroleras. Algunas atraviesan un momento
turbulento --como es el caso de BP, con las consecuencias del derrame de
petróleo en el golfo de México.
Shell colocó a la venta su participación en algunos bloques de
exploración y producción de petróleo y gas en el continente americano,
entre ellos parte de su participación en el bloque presal. Según la
empresa, los recursos obtenidos serán usados para apoyar el programa
global de inversión de Shell. En total, serán cuatro bloques en Brasil,
tres localizadas en la Cuenca de Santos y uno en Espírito Santo. El más
importante es BM-S-8, que tiene el prospecto Bem-te-vi, en el presal.
Shell posee 20% del área, que es operada por Petrobras y posee aún
participación de Petrogal (14%).
La compañía también va a deshacerse de parte de los bloques BM-S-45, en
los que posee participación de 40%, y que también cuenta con Petrobras
como operadora, y de BM-ES-28, del cual es operadora con 82,5%, en
asociación con Vale. Existe aún la disposición de negociar parte de su
concesión en BS4 (campos Oliva y Atlanta), en el que Shell es operadora
con 40%, en asociación con Petrobras (40%) y Chevron (20%).
Ya las empresas estatales de petróleo invierten prioritariamente en
adquirir reservas que les garanticen el abastecimiento futuro. Y ese es
exactamente el perfil de la iniciativa a ser ofrecida en el presal
brasileño. El resorte propulsor de esas empresas no es sólo el lucro.
Las estatales de países donde la producción ya no suple la demanda o no
la va a suplir, están más dispuestas a desembolsar dinero en el corto
plazo para garantizar la seguridad de suministro energético en el futuro.
Ventaja diplomática. El año pasado, las empresas estatales chinas
lideraron las inversiones en petróleo fuera de su país, con un total de
US$16 mil millones. Las grandes empresas europeas se quedaron en segundo
lugar en ese escalafón, con US$5600 millones. En seguida, las coreanas,
con US$5250 millones.
En los últimos tres meses, las empresas chinas cerraron negocios en
valores diez veces mayores que las inversiones realizadas en Brasil en
los últimos tres años. Este año, los chinos anunciaron US$20 mil
millones entre inversiones y préstamos para Petrobras. Se prevé que el
valor llegue a US$25 mil millones a finales de año.
Las estatales tienen otra ventaja sobre las compañías privadas: la
diplomática. Cuando el gobierno brasileño negocia con Sinopec (China
Petroleum and Chemical Corporation), está necesariamente negociando
también con el gobierno de aquel país. Esto ejerce un impacto en la
relación. Las estatales chinas cuentan con reglas de repatriación de
capital que les son favorables desde el punto de vista de la
tributación. Eso es importante para que la empresa estructure sus
operaciones y disponga del aliento necesario para hacer negocios que
llegan de US$2 a US$3 mil millones, como será necesario en el presal.
Los 7500 metros de profundidad: ¿viabilidad de una nueva frontera?
La estrategia de las empresas de ir cada vez más a fondo en la
explotación de petróleo puede llevar al gobierno brasileño a ampliar el
mapa del presal. En perforación récord en el país, Repsol explora un
pozo con el objetivo de alcanzar 7500 metros de profundidad, en un área
que aún no es considerada presal por la Unión, pero sí por la empresa
española y por los especialistas del sector. Paralelamente, Shell,
Anadarko y Petrobras hacen descubrimientos bajo la capa de sal lejos de
Tupí, localizado en la camada Picanha Azul, en la Cuenca de Santos,
donde todos los bloques ya explorados presentaron indicios de hidrocarburos.
Las nuevas tecnologías experimentadas por la industria petrolera en esta
década, además de los elevados precios del petróleo, estimularon a las
empresas a perforar cada vez más fondo y, consecuentemente, a encontrar
petróleo en nuevas regiones. Sísmicas en tercera dimensión, materiales
más resistentes, taladros mayores en las sondas hacen la diferencia de
las actividades exploratorias.
Repsol apuesta a la existencia de petróleo debajo de una capa de sal que
puede superar los 3 mil metros de espesor en el bloque ES-T-737,
localizado entre la Cuenca de Campos y Espírito Santo, cerca de 87
kilómetros al nordeste de Jubarte, campo con reservas abajo de la capa
de sal localizada al sur de Espírito Santo, próximo al límite de lo que
actualmente es considerado presal. Detalle: en Tupí y en la mayoría de
las áreas ya conocidas del presal, la capa de sal posee una media de dos
mil metros. Antes de alcanzar la espesa capa, la sonda Stena Drill Max,
que está perforando el bloque de Espírito Santo, recorrió una lámina de
agua de 2160 metros y atravesó un tramo de casi 2 kilómetros de
sedimentos y rocas marinas en la capa del postsal.
Repsol comenzó a perforar el bloque en febrero, pero por problemas
mecánicos (natural por su profundidad), tuvo que interrumpir la
actividad y reiniciarla en otro pozo. Un resultado positivo de Repsol en
el bloque ES-T-737 puede hacer que el gobierno cambie el mapa del
presal. El polígono del presal, área bajo concesión considerada hasta
ahora, va del norte de Santa Catarina al sur de Espírito Santo.
Si ocurrieran, los cambios en el mapa del presal no van a interferir en
el derecho de exploración y producción de las áreas ya licitadas, como
el bloque de Repsol, pero pueden ser consideradas por el gobierno a la
hora de definir las futuras licitaciones de petróleo. El gobierno va a
escoger áreas de elevado potencial en el presal y consideradas
estratégicas para las licitaciones de reparto. El bloque de Repsol está
próximo a un área donde Petrobras ya descubrió petróleo, lo que alimenta
las oportunidades de la compañía en la perforación de un pozo de 7500
metros. El descubrimiento de Petrobras en esa región, en el bloque
ES-M-590, fue comunicado a la ANP en abril del año pasado. La
profundidad del pozo llegó a 6375 metros.
Aún más lejos de los límites del polígono del presal, Petrobras también
estaría intentando encontrar petróleo debajo de la sal en Bahía y en
Sergipe. En la cuenca del Jequitinhonha, la estatal perforó el BM-J-3.
En Sergipe, la formación sedimentaria del campo productor de Carmópolis
lleva a los geólogos a la conclusión de que las áreas adyacentes también
pueden guardar reservas de petróleo abajo de la sal, como la que el área
ya produce. Petrobras está perforando el bloque Seal-100, en esa cuenca,
con el objetivo de alcanzar una profanidad de 3462 metros. El espesor de
la capa de sal varía de región a región. Si en Tupí posee 2 mil metros y
en el bloque de Repsol puede pasar los 3 mil, en Jubarte (ES) no llega a
los 800 metros.
El polígono del presal fue diseñado con base en estudios geológicos,
descubrimientos y sísmicas que muestran mayor probabilidad de existencia
de petróleo bajo la capa presal en esta región, en relación con las
otras esparcidas por el país. Un detalle olvidado puede explicar la
ocurrencia de sal fuera del trazado: la edad de las rocas. De Santa
Catarina hasta las cuencas de Sergipe y Alagoas, el tiempo de deposición
sedimentaria es el mismo, de unos 125 millones de años.
Onip y las directrices de la producción local de la industria brasileña
Previendo inversiones por US$400 mil millones en el área de exploración
de petróleo offshore en los próximos diez años, la Organização Nacional
da Indústria do Petróleo (Onip) lanzó una cartilla con diez directrices
que apuntan soluciones para evitar que los cuellos de botella del sector
comprometan el escenario optimista. El presal genera, a priori,
condiciones para que la industria brasileña dé un salto. Si los cuellos
de botella se solucionan existirán las condiciones para ampliar en cinco
veces la previsión de generación de empleos. La efectiva capacitación de
la industria brasileña de materiales, equipos y servicios para atender a
la demanda offshore podrá generar hasta dos millones de nuevos empleos
en los próximos 10 años. Si no hubiera un mayor esfuerzo de todos los
involucrados, esa generación podría caer a sólo 400 mil empleos en el
sector. La agenda con las directrices para el sector de petróleo tiene
como base un estudio encomendado a la consultora Booz & Company, que
identifica las trabas y presenta soluciones para que el país potencie
los beneficios generados por el gran volumen de los encargos de bienes y
servicios que sean demandados para la exploración del presal y del postsal.
La demanda estimada de equipamientos tiene en cuenta sólo la explotación
de los campos ya concedidos del presal, con capacidad de producir 1
millón de barriles/día, en 2016, pasando a 1,5 millones en 2018, y a 1,8
millones de barriles/día en 2020. Entre las 10 mayores empresas
productoras de petróleo del mundo, sólo Petrobras y PetroChina
consiguieron aumentar sus reservas, que comienzan a estancarse en la
mayoría de los otros países. La perspectiva de nuevos y prometedores
descubrimientos explica por qué compañías privadas como Chevron,
Statoil, OGX, Odebrecht, Shell, Petrogal, Queiroz Galvão y Repsol
deberán invertir US$26 mil millones en el presal.
Entre los equipamientos demandados estarán los petroleros y navíos de
apoyo, unidades productoras, sondas y equipos de sísmica. Habrá un
movimiento en toda la cadena de producción de sistemas de sustentación y
movimientos de cargas, generación y transmisión de energía, circulación
de fluidos, separación de lodo, seguridad de pozos, seguimiento,
quemadores, ventilación y anclaje. Hasta 2020, la demanda de acero para
el presal será de 1,8 millones a 2 millones de toneladas, además de 70
mil a 80 mil toneladas de tubos, de 100 mil a 120 mil válvulas, de 350 a
400 propulsores e igual número de generadores y de 5 mil a 6 mil
kilómetros de cabos eléctricos. Hoy, la cadena offshore genera 75 mil
empleos directos y más de 350 mil indirectos, en segmentos tan variados
como la siderúrgica, las telecomunicaciones y la hotelería. Para llegar
a los 2 millones de empleos, la industria brasileña tendrá que competir
en precio, tecnología, calidad y plazos de entrega con los proveedores
globales.
Algunas de las empresas que mayores negocios realizarán con el presal
Odebrecht Óleo e Gás, Lupatech, Confab, Grupo Açotubo, Technip y
Usiminas estarían entre las empresas beneficiadas con inversiones de la
estatal brasileña. Odebrecht Óleo e Gás pretende invertir US$3500
millones entre 2011 y 2013 para expandir su actuación en Brasil. El
principal foco será el contrato de flete de plataformas de perforación,
pero ya hay equipos en preparación para futuras licitaciones de
Petrobras por unidades de producción. Este año comienza la operación
para Petrobras. Fue cerrado un contrato por siete años para Norbe VI, la
primera plataforma semisumergible de las cinco unidades de perforación
que serán destinadas a la estatal. La unidad, con capacidad de perforar
en lámina de agua de hasta 2400 metros, está en la fase final de
construcción por la holandesa SBM, en Abu Dabi, Emiratos Árabes, y
arribará a Brasil a finales del año. El costo es de US$600 millones, de
un total de US$3,4 mil millones invertidos por la compañía desde 2006 en
la construcción de sondas.
La proyección es que otras cuatro unidades construidas en el astillero
surcoreano Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering (DSME) estén
operando para Petrobras --en esos casos con contratos de diez años-- a
partir de 2012, cuando los ingresos de Odebrecht superen los US$1000
millones, contra los actuales US$150 millones por año. Además de las
nuevas sondas, la empresa espera el crecimiento de los servicios
prestados para las operaciones de diversas petroleras en la Cuenca de
Campos, con soluciones de ingeniería y operación de plataformas. En
2012, la previsión es que el número de operarios alcance los 2 mil, el
doble del actual.
La compañía, que acaba de lanzar un nuevo logo marca, espera cerrar los
próximos meses la estructura de financiación de las dos últimas sondas
de perforación ya contratadas por Petrobras. Además de Norbe VI, ya se
trata la financiación estructurada de Norbe VIII y Norbe IX, que
comenzarán a operar el próximo año. Ambas están siendo producidas para
operar en aguas profundas de hasta 3000 metros. En todos los casos fue
usada una estructura de "Project finance" con el apoyo de un pool de
bancos y parte del capital propio. Ahora, la empresa pretende replicar
el sistema para financiar ODN I y ODN II, que comenzarán a operar en 2012.
Lupatech, por su parte, produce válvulas y equipamientos para la
industria del petróleo. Es una empresa que pasó por un proceso de
crecimiento y diversificación de la actividad. Desde 2000, cuando asumió
el control de MNA, una tradicional empresa del sector metalúrgico que
fabricaba válvulas, hasta hoy, aumentó la facturación más de 15 veces,
de 47 millones de reales a 627 millones de reales, y el número de
operarios, que de 573, llegó a casi 3 mil. La compañía debe ser una de
las más favorecidas por el proyecto de inversión de Petrobras, por más
de 200 mil millones de reales, en los próximos años. Lupatech ya anunció
acuerdos con Petrobras que deben tener ingresos por 1,5 mil millones de
reales en los próximos cinco años. Para ejecutar los trabajos en el
presal, Lupatech también contratará vehículos operados de manera remota,
ROV, por sus siglas en inglés, especie de minisubmarinos comandados
desde la superficie para realizar trabajos a grandes profundidades.
Después de suscribir un contrato más con Petrobras, Lupatech alcanzó una
cartera récord de pedidos firmas (backlog) de 2500 millones de reales a
realizarse hasta 2017. De ese total, 466 millones de reales serán
convertidos en ingresos en los próximos 12 meses. A fines de marzo,
Lupatech creó su filial de servicios petroleros, enfocada en la
prestación de servicios de intervención en pozos e inversiones iniciales
por US$16 millones.
La empresa también tiene un contrato con Finep, agencia federal para el
financiamiento de estudios de ciencia y tecnología, para inversiones en
proyectos de innovaciones tecnológicas, dentro del Projeto Inova Brasil.
Los recursos están destinados principalmente al desarrollo de soluciones
para los campos petroleros en la capa del presal. Entre los proyectos
están los revestimientos internos poliméricos para tubos de producción
de petróleo; el desarrollo de materiales poliméricos para cierre de
fluidos; el desarrollo de producto para manejo y seguimiento de fluidos,
y el desarrollo sustentable de sistemas de anclaje en aguas profundas.
Además de Lupatech, también debe beneficiarse directamente del plan de
inversiones de Petrobras, Confab, empresa de Tenaris en Brasil, que
produce tubos de acero. La empresa, que trabajó con proveedores de
materias primas en el desarrollo de soluciones para aguas profundas,
suministra tubos para revestimiento de pozos --tubos OCTG, Oil Country
Tubular Good--, y accesorios, productos de alta resistencia a la
corrosión e impactos, ideales para aplicaciones extremas en aguas
ultraprofundas y en ambiente ácido. Un nuevo revestimiento térmico fue
desarrollado para atender a la demanda cada vez mayor de explotación en
aguas profundas en Brasil. Mientras más profundo es el pozo, menor la
temperatura del ambiente, fenómeno que aumenta la viscosidad del
petróleo y dificulta su bombeo. En mayo, por ejemplo, la empresa cerró
un contrato para suministrar tubos de acero para pozos y refinerías de
Petrobras por un valor de 780 millones de reales.
Este año, Confab invirtió 37 millones de reales. Los principales gastos
fueron en el ultrasonido de la usina de tubos, por un valor de 16,8
millones de reales. Difícilmente los encargos para atender al presal se
reflejen en la facturación para este año y los próximos dos. Los nuevos
pedidos pueden generar ingresos en 2013 y 2014.
Entre las compañías sin conexión directa con Petrobras, pero que también
deben ganar con el presal, se destaca Usiminas, al ser la siderúrgica
productora de chapas de acero gruesas, con condiciones técnicas para
soportar presiones de aguas profundas. De cara a las oportunidades que
deberán surgir con la contratación de plataformas y navíos destinados al
presal, Usiminas pretende invertir US$400 millones a fin de producir un
tipo de acero especial para actuar en condiciones desfavorables como las
de estas regiones. Desde agosto, la empresa comenzó a fabricar
anualmente 300 mil toneladas de este tipo de acero, más resistente a las
fisuras en profundidades elevadas, para atender principalmente la
demanda de Petrobras. La idea es elevar este volumen gradualmente hasta
500 mil toneladas anuales en 2012. El volumen proyectado para ser
producido en la unidad de Ipatinga sería suficiente para la construcción
de hasta diez plataformas equivalentes al proyecto piloto que será
instalado en Tupí, con capacidad para 100 mil barriles por día, pero la
unidad también deberá destinar este tipo de acero para refinerías y ductos.
El acero especial representará un cuarto de la cantidad producida por la
compañía en la actualidad para atender a este sector. La tecnología es
importada de la siderúrgica japonesa Nippon Steel. Para aumentar la
resistencia del acero, la empresa reduce el contenido de fósforo de su
composición, en un proceso caro, que acarrea un costo más elevado para
las plataformas. Dentro de cinco a diez años el acero perderá espacio en
la industria petrolera. La explotación del presal va a provocar una
sustitución de tecnología que reducirá los costos de producción. El
objetivo es aumentar el empleo de resinas y fibras de vidrio o carbono
en los tubos que transportarán el petróleo de los pozos a las
plataformas. Esos materiales ofrecen ventajas sobre el acero, como la
mayor levedad y resistencia a la corrosión.
El petróleo del presal tiene un elevado nivel de gas carbónico que,
asociado al agua salada, causa una acelerada corrosión metálica.
Petrobras está invirtiendo en el desarrollo de nuevas cañerías
flexibles, sin ningún metal. La investigación se realiza con
universidades federales y empresas extranjeras. Aunque el costo inicial
de las fibras de vidrio y carbono no siempre es menor que el del acero,
esos materiales pueden viabilizar sistemas de producción más eficientes
para aguas ultraprofundas, que serían potencialmente más económicos en
el horizonte de 25 años de operación.
El presal llega a más de 7000 metros. En esas localizaciones, los tubos
de acero se hacen muy pesados para que la plataforma los sostenga. La
función del acero es resistir las elevadas presiones interna y externa,
las corrientes marinas y el movimiento de la plataforma. El desafío es
sustituirlo por fibra en la capa estructural del tubo.
La importancia del mercado brasileño en el escenario mundial lleva la
responsabilidad de profesionalizar cada vez más las diversas etapas de
la cadena petrolera. Una de las áreas que está recibiendo mucha
atención es la malla de ductos. De suma importancia en las plataformas,
las mejorías que se aplican han mejorado costes de producción y
auxiliado en la prevención de accidentes. Inversiones en la capacitación
de personal también avanzaron en el sector.
Technip, que actúa en el ramo de ingeniería en la industria, está
invirtiendo cerca de 60 millones de reales en su expansión. Parte de
estos recursos serán destinados a la instalación de una base en el
municipio de Angra dos Reis. La previsión es que esta base, la tercera
de la empresa (en Victoria y Macaé están las otras), entre en operación
en 2014. La francesa actúa en la elaboración de proyectos para la
construcción de plataformas, algunas construidas junto con el astillero
Brasfels P-52. Actualmente elabora un proyecto para la construcción de
la P-56. También produce tubos flexibles (rises) que conectan el pozo en
el fondo del mar hasta la plataforma. Eso sin mencionar que la empresa
también opera con una flota de 10 navíos de apoyo offshore.
Technip cerró una asociación con Petrobras para desarrollar un sistema
Integrated Production Bundle (IPB) para el campo Papa Terra, en la
Cuenca de Campos. El equipo será usado para la mitigación del riesgo en
la partida de producción del área. El IPB contempla la utilización de
una línea flexible con calentamiento. El campo contará con 13 pozos
productores, diez pozos inyectores de agua y un pozo inyector de gas
natural. Petrobras aprovechará un pozo exploratorio para hacer
reinyección de gas natural.
Otra empresa francesa, Imeca, fabricante de torres para lanzamiento de
ductos offshore, estudia la instalación de una planta en Brasil. El
primer suministro de la compañía en ese país fue concluido a finales de
2009, con la entrega de una grúa para 400 toneladas y capacidad de
lanzamientos de líneas a 2500 metros de profundidad. El equipo fue
instalado en el barco Skandi Vitória, de Technip.
Mientras tanto, Usiminas invierte este año 28,9 millones de reales en la
implantación de un centro de investigación siderúrgica en el Parque
Tecnológico de la Ciudad Universitaria, y las pruebas serán realizadas
en el Laboratorio de Ensayos No Destructivos, Corrosión y Soldado, uno
de los más modernos del mundo. Las investigaciones y las pruebas sobre
el acero y el soporte para los problemas de corrosión serán realizados
en conjunto con el Centro de Investigación de Petrobras (Cempes).
Usiminas espera elevar en 3 millones de toneladas la capacidad de
producción de aceros planos en los próximos dos años, con el fin de
llegar a 10 millones de toneladas anuales y garantizar el suministro
para las necesidades de la cadena de petróleo y gas. El principal
desafío tecnológico para el presal será el gran volumen de pozos que
deberán ser perforados. Las soluciones destinadas a reducir la corrosión
serán una pieza clave en el desarrollo de los productos, con la
utilización de acero forjado con revestimiento de ligas de níquel en
amplia escala.
El Grupo Açotubo, el mayor distribuidor de tubos y aceros de Brasil,
debe inaugurar una nueva usina en Guarulhos, São Paulo, para atender la
demanda por soluciones de suministro para el presal. Hoy, 60% de la
facturación del Grupo Açotubo procede de los negocios con Petrobras.
Artex es una de las cinco mayores distribuidoras de acero inoxidable en
Brasil y, a través de la empresa, el Grupo Açotubo está ampliando la
prestación de servicios en la cadena productiva de aceros inoxidables.
El Grupo Açotubo informa que el presal ya está creando demanda para
varios segmentos, como reforma de plataformas, construcción de navíos y
nuevas refinerías, entre otros.
Los desafíos principales se encuentran en cinco áreas
* Caracterización e ingeniería de reservas: interpretación de la
sísmica, caracterización interna de las reservas, factibilidad técnica
de la inyección de gas y agua para recuperación secundaria y geomecánica
de las rocas adyacentes en la práctica de depleción.
* Perforación de pozos: desvíos de pozos en la zona salitre y
gerencia del CO2, altamente corrosivo para los materiales.
* Ingeniería submarina: clasificación de los risers (cañerías
flexibles que llevan petróleo y gas del pozo a las plataformas) para
operación en profundidades de 2200 metros, considerando el CO2 y la
elevada presión.
* Unidades flotantes de producción: fondeado de las unidades,
considerando la profundidad de 2200 metros, y conexiones con el sistema
de risers.
* Logística para el gas asociado: el desarrollo de los materiales
para equipos expuestos a flujos gasíferos con elevadas concentraciones
de CO2 y de ductos con más de 18 pulgadas en una profundidad de 2200
metros, además de la dificultad de penetrar el gas producido a cerca de
200 kilómetros de la costa.
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