Río de Janeiro — La petrolera estatal brasileña Petrobras y los socios con los que estaba desarrollando el área marítima de producción compartida Libra, en la frontera subsalina del país, han devuelto la porción suroriental del bloque, informó Petrobras el 16 de abril.
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Registro"Desde el comienzo de las actividades de evaluación del Bloque Libra, el área suroriental, que se diferencia del resto, se identificó como un área de bajo potencial", explica Petrobras en un comunicado. "Esta estimación se confirmó tras el procesamiento de los datos".
El área de producción compartida Libra fue la primera región subsalina vendida bajo el régimen de producción compartida de Brasil. La primera ronda de licitación subsalina se celebró en 2013. En aquella ocasión, Petrobras se asoció con Shell, Total, CNPC y CNOOC para hacerse con el único bloque de la venta. Petrobras tiene una participación operativa del 40%, mientras que Shell y Total siguen teniendo sendas participaciones del 20%. Las petroleras estatales chinas CNPC y CNOOC tienen cada una una participación del 10%.
"Sin duda nos gustaría que todas las áreas de Libra fueran productivas", indicó Andre Araujo, presidente de las operaciones de Shell en Brasil, en un seminario web celebrado el 16 de abril. "Pero esto es algo que forma parte del negocio de gestión de riesgos. Es un área grande y nos imaginábamos que habría ciertas diferencias".
Petrobras y sus socios perforaron dos pozos en las porciones central y suroriental del área, ninguna de las cuales dio el tipo de resultados prometedores que se generaron en la parte noroccidental del bloque que contiene Mero.
Hasta el momento, del bloque Libra ha salido el yacimiento Mero (Campo de Mero), del que está previsto la primera unidad flotante exclusiva del yacimiento comience a extraer petróleo a principios de 2022. Estaba previsto que la producción comenzara en el cuarto trimestre de 2021, pero el consorcio se topó con retrasos relacionados con el coronavirus a la hora de finalizar la construcción de la unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga de petróleo Guanabara en China, informó Petrobras el 7 de abril.
La unidad Guanabara cuenta con capacidad instalada para producir 180.000 barriles diarios y procesar 12 millones de metros cúbicos diarios. En total, hay previstas cuatro unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga para Mero, que se considera el tercer mayor yacimiento de producción de la región subsalina de Brasil, por detrás de Tupi y Buzios.
"Es un proyecto pionero y de gran importancia", asegura Araujo.
La devolución se corresponde con el plan de evaluación de descubrimiento del pozo 3-BRSA-1267-RJS, que se perforó en la parte central del bloque en 2015. El pozo se perforó a tan solo 18 kilómetros del pozo 3-RJS-731, en el que se encontró el yacimiento Mero, a partir de lo cual se descubrió una columna de petróleo de 200 metros. El plan de evaluación cubre tanto la porción central como la suroriental del bloque Libra.
La empresa también informó que la fase de exploración de la porción restante del bloque continuará hasta marzo de 2025.
Devolución de Peroba
La devolución se convierte en la última tras una serie de sondeos sísmicos y campañas de perforación que no dieron los resultados esperados y dieron así fuerza a las crecientes dudas sobre la exploración en la región subsalina después de la ola inicial de éxitos de perforación de los yacimientos de Tupi, Sapinhoa y Buzios. Varias empresas petroleras han perforado pozos secos en regiones de elevado potencial que atrayeron muchas pujas durante las subastas celebradas en 2017-2019.
El bloque subsalino Peroba, que fue uno de los que más interés atrajo en la tercera subasta de producción compartida de 2018, se le devolvió a la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) en enero. Petrobras tenía una participación del 40% en el bloque, mientras que BP Energy conservó un 40%, y la china CNPC, un 20%. El grupo perforó un pozo en el bloque en febrero de 2019, pero descubrió que el yacimiento contenía elevados niveles de dióxido de carbono.
El bloque se contaba entre los más competitivos de la tercera ronda y atrajo ofertas de otras empresas como Equinor, ExxonMobil y Shell.
Los primeros pozos perforados en los bloques Uirapuru, Alto de Cabo Frio Oeste y Saturno, que también se vendieron en las subastas de producción compartida celebrada en 2017 y 2019, tampoco demostraron contener hidrocarburos o se consideró que estaban secos.
Los resultados de las perforaciones, combinados con la escasez de pujas en la sexta venta de producción compartida de Brasil y la primera subasta de transferencia de derechos, probablemente ayuden a mejorar los términos de las rondas de licencias que se lleven a cabo en un futuro, opinó Araujo.
"Parece que el Gobierno está interesado en prestar atención a las empresas", comenta. "Las empresas han expresado preocupación por la capacidad de Brasil de competir en el mercado mundial, y las condiciones ahora son diferentes de las de 2017-2019".
Actualmente, el Congreso de Brasil está analizando varias leyes que podrían cambiar o eliminar el régimen de producción compartida, mientras que la ANP está evaluando cómo modificar la normativa. Brasil tiene previsto celebrar una segunda subasta de transferencia de derechos para los yacimientos Atapu y Sepia en el segundo semestre de 2021. Además, también está previsto que se celebre una tercera subasta de superficie de área de explotación abierta, así como la 16ª Ronda de Pujas y la séptima subasta de producción compartida subsalina. Estas dos últimas estaban previstas para 2020, pero se pospusieron debido a la pandemia.