PLATAFORMA STENA DRILLMAX, Brasil (EFE DOW JONES)
La plataforma de 228 metros de longitud se tambalea cuando la perforadora de acero en medio del buque ataca violentamente las profundidades del Atlántico Sur.
Dependiendo de la dureza de las rocas que haya por debajo del lecho marino, puede llevar hasta una hora perforar un solo metro, señala la petrolera española Repsol YPF SA.
Con su tropa de 159 empleados, incluidos ingenieros y otros especialistas, la plataforma petrolífera flotante Stena Drillmax, operada por Stena Drilling, filial del conglomerado sueco Stena AB, es una de las únicas tres plataformas de "sexta generación", que pueden operar en aguas con una profundidad de más de 3.000 metros y perforar hasta una profundidad total de 10.600 metros. Desde que comenzó a prestar servicio para Repsol el año pasado, ya ha proporcionado cuatro descubrimientos en Brasil, dos de ellos en la zona por debajo de la capa salina.
Flotando en unas aguas con una profundidad de 2.700 metros, y con un objetivo que está 6.550 metros por debajo del lecho marino, la plataforma perfora el pozo de Seat, en la cuenca brasileña de Campos, a 300 kilómetros de la Costa de Río de Janeiro. Es aquí donde Repsol espera repetir los espectaculares descubrimientos que han hecho de la zona subsalina de las aguas brasileñas una de las regiones petroleras de más actividad en el mundo.
A medida escasean los descubrimientos en áreas más accesibles, la ultraprofunda área subsalina brasileña se ha convertido en una de las pocas zonas de crecimiento del sector, en un momento en el que se espera que aumente el consumo de mercados emergentes como China e India.
A finales de 2007, la petrolera estatal brasileña Petroleo Brasileiro SA, Petrobras, agitó el mercado del crudo cuando calculó que su campo de Tupi, en el área subsalina de las aguas brasileñas, contenía reservas recuperables de hasta 8.000 millones de barriles equivalentes de petróleo. (BEP)
Aquél se convirtió en el mayor descubrimiento desde que enorme yacimiento de Kashagan, en Kazajistán, con 13.000 millones de barriles, fue descubierto en 2000. Repsol no cuenta con ninguna participación en Tupi, pero participa en los cercanos descubrimientos de Guara, Carioca, Iguaçu y Abare West.
En total, el área subsalina de Brasil podría contener entre 50.000 millones y 80.000 millones de BEP, según la Agencia Nacional del Petróleo de Brasil, la mayor parte crudo ligero de alta calidad. Brasil produce en la actualidad más de 2 millones de barriles de crudo al día.
"La exposición de Repsol a Brasil ha sido muy positiva, ya que ésta es la región del mundo en la que más éxito ha tenido recientemente la exploración. Y Repsol es la compañía extranjera con más presencia allí", dijo Pablo Pena-Rich, analista de Banco BPI.
Descubrimientos prometedores
Entre otros, Stena Drillmax descubrió el gran yacimiento de Guara, que según Repsol y sus socios podría contener reservas de hasta 2.000 millones de barriles equivalentes.
El anuncio de septiembre de las enormes reservas de Guara confirma "nuestra visión de que Brasil podría terminar siendo transformador para Repsol", dijo en un comunicado el banco Chevreux, destacando que el campo por sí mismo podría aumentar las reservas de Repsol en un 50%.
Repsol cuenta con una participación del 25% en el bloque brasileño BM-S-9, que incluye Guara y otros tres yacimientos. Petrobras, que tiene una participación del 45%, es el operador, mientras que BG Group PLC controla el 30%.
Las compañías planean comenzar a producir 120.000 barriles de crudo al día en Guara a partir de 2013. Esto impulsará la producción de petróleo de Repsol desde la media de 893.000 barriles al día que produjo en el tercer trimestre, incluyendo a su filia argentina YPF.
En general, ING calcula que la participación de Repsol en el área sub-sal brasileña es de alrededor de 1.920 millones de barriles, sin incluir posible nuevos descubrimientos de pozos como el de Seat.
Los costos de perforación
Sin embargo, la gran profundidad y complicada orografía de la nueva región petrolífera supondrán retos económicos y financieros, tanto en la exploración como en la producción --no sólo para Repsol y Petrobras, sino para todas las compañías que se han aventurado en la zona-- como BG, Galp Energia SGPS SA o Exxon Mobil Corp.
La gran profundidad tanto en el agua como por debajo de la superficie marina elevan mucho los costos, explica el ingeniero de Repsol Antonio Canal.
Además, dice, "las rocas que se encuentran por debajo de la capa de sal son más duras", lo que hace más difícil la perforación.
Tras llegar a una profundidad de 4.500 metros, la perforadora tiene otros 2.050 metros para alcanzar el punto en el que Repsol espera que haya petróleo, según sus estudios sísmicos. Aunque los costos ya han caído, perforar un pozo en la región subsal cuesta entre US$100 millones y US$150 millones, según Repsol.
Cuando la compañía tuvo que decidir en 2005 si contratar la plataforma para operarla durante cuatro o cinco años, cundió el pánico entre los miembros de la junta directiva de Repsol por su elevado costo, dijo Brufau a periodistas el mes pasado.
Pero la que fue una de las decisiones más difíciles de su vida, también convirtió a Repsol en una de las compañías con más éxitos de exploración de su entorno, lo que crearía valor cara al futuro, según Brufau.
La elevada apuesta de Repsol en la zona sub-sal está dando resultado, según José Martín-Vivas, analista de Ahorro Corporación. Más de la mitad de los pozos excavados en la región contienen petróleo, dijo este experto. La tasa habitual de éxito está entre el 25% y el 35%.
En el caso de la exploración con Stena Drillmax para Repsol el índice de éxito hasta ahora es el 100%, ya que los cuatro pozos sondeados tienen petróleo.
Sólo el campo de Guara sumaría probablemente entre US$2.500 millones y US$5.000 millones en ingresos, lo que sobrepasaría el coso de la exploración, añadió el experto.
"El valor de la acción de Repsol depende en gran modo de los futuros hallazgos en Brasil", señaló Martín-Vivas.
Además de los mayores costos de exploración, la producción de crudo en el área sub-sal presenta costos que no tienen campos a menor profundidad. Se requiere más acero y otros materiales para sacar el petróleo y el gas a la superficie.
BG ha confirmado que las compañías exploradoras "encuentran una concentración significativa de dióxido de carbono" cuando perforaron el pozo Abare West en el bloque BM-S-9. Otras empresas lo han confirmado. Si el contenido de CO2 en el petróleo y el gas es elevado, ha de ser eliminado en un proceso caro y complejo. Puede reinyectarse en el pozo, lo que impulsa la tasa de recuperación, aunque esto también entraña un costo. Es más, elevados contenidos de CO2 pueden acelerar la corrosión de los conductos que bombean el petróleo a la superficie.
El presidente ejecutivo de Petrobras, Sergio Gabrielli, dijo el mes pasado que a un precio de US$45 por barril, todos los costos, impuestos y cuotas quedan cubiertos. En comparación, Petrobras incurre en un costo de US$22,86 por barril para sacar crudo en un 75% de sus pozos brasileños, la mayoría de los cuales están por encima de la superficie salina. Petrobras es socio de Repsol en la mayor parte de sus descubrimientos.
Brufau añadió que para que sus reservas brasileñas llegaran a la fase de producción, la compañía tendría que invertir entre US$10.000 millones y US$18.000 millones.
Esa es una gran suma de dinero para una compañía con una capitalización bursátil aproximada de 23.000 millones de euros. No tiene la entrada de caja de su socio Petrobras ni el respaldo financiero claro para los proyectos sub-sal que el Gobierno de Brasil sí ha comprometido para la petrolera estatal.
Sin embargo, conseguir financiación para los activos brasileños no debería ser un problema, dijo el responsable de exploración y producción de la compañía Nemesio Fernández-Cuesta.
"Si tienes petróleo, consigues financiación", dijo, para añadir que los bancos estarían dispuestos a financiar los proyectos hasta un 60%.
Según el analista de Inverseguros Luis Rose, si hay problemas para sacar adelante la venta de la filial argentina YPF, Repsol podría verse forzado a vender activos, entre los que podría encontrarse alguno de Brasil, si no quiere apalancarse más de lo que ya está.
Brufau ha declarado que la compañía podría considerar incluir un socio para sus actividades Brasileñas o incluso sacar a bolsa esos activos.
Dependiendo de la dureza de las rocas que haya por debajo del lecho marino, puede llevar hasta una hora perforar un solo metro, señala la petrolera española Repsol YPF SA.
Con su tropa de 159 empleados, incluidos ingenieros y otros especialistas, la plataforma petrolífera flotante Stena Drillmax, operada por Stena Drilling, filial del conglomerado sueco Stena AB, es una de las únicas tres plataformas de "sexta generación", que pueden operar en aguas con una profundidad de más de 3.000 metros y perforar hasta una profundidad total de 10.600 metros. Desde que comenzó a prestar servicio para Repsol el año pasado, ya ha proporcionado cuatro descubrimientos en Brasil, dos de ellos en la zona por debajo de la capa salina.
Flotando en unas aguas con una profundidad de 2.700 metros, y con un objetivo que está 6.550 metros por debajo del lecho marino, la plataforma perfora el pozo de Seat, en la cuenca brasileña de Campos, a 300 kilómetros de la Costa de Río de Janeiro. Es aquí donde Repsol espera repetir los espectaculares descubrimientos que han hecho de la zona subsalina de las aguas brasileñas una de las regiones petroleras de más actividad en el mundo.
A medida escasean los descubrimientos en áreas más accesibles, la ultraprofunda área subsalina brasileña se ha convertido en una de las pocas zonas de crecimiento del sector, en un momento en el que se espera que aumente el consumo de mercados emergentes como China e India.
A finales de 2007, la petrolera estatal brasileña Petroleo Brasileiro SA, Petrobras, agitó el mercado del crudo cuando calculó que su campo de Tupi, en el área subsalina de las aguas brasileñas, contenía reservas recuperables de hasta 8.000 millones de barriles equivalentes de petróleo. (BEP)
Aquél se convirtió en el mayor descubrimiento desde que enorme yacimiento de Kashagan, en Kazajistán, con 13.000 millones de barriles, fue descubierto en 2000. Repsol no cuenta con ninguna participación en Tupi, pero participa en los cercanos descubrimientos de Guara, Carioca, Iguaçu y Abare West.
En total, el área subsalina de Brasil podría contener entre 50.000 millones y 80.000 millones de BEP, según la Agencia Nacional del Petróleo de Brasil, la mayor parte crudo ligero de alta calidad. Brasil produce en la actualidad más de 2 millones de barriles de crudo al día.
"La exposición de Repsol a Brasil ha sido muy positiva, ya que ésta es la región del mundo en la que más éxito ha tenido recientemente la exploración. Y Repsol es la compañía extranjera con más presencia allí", dijo Pablo Pena-Rich, analista de Banco BPI.
Descubrimientos prometedores
Entre otros, Stena Drillmax descubrió el gran yacimiento de Guara, que según Repsol y sus socios podría contener reservas de hasta 2.000 millones de barriles equivalentes.
El anuncio de septiembre de las enormes reservas de Guara confirma "nuestra visión de que Brasil podría terminar siendo transformador para Repsol", dijo en un comunicado el banco Chevreux, destacando que el campo por sí mismo podría aumentar las reservas de Repsol en un 50%.
Repsol cuenta con una participación del 25% en el bloque brasileño BM-S-9, que incluye Guara y otros tres yacimientos. Petrobras, que tiene una participación del 45%, es el operador, mientras que BG Group PLC controla el 30%.
Las compañías planean comenzar a producir 120.000 barriles de crudo al día en Guara a partir de 2013. Esto impulsará la producción de petróleo de Repsol desde la media de 893.000 barriles al día que produjo en el tercer trimestre, incluyendo a su filia argentina YPF.
En general, ING calcula que la participación de Repsol en el área sub-sal brasileña es de alrededor de 1.920 millones de barriles, sin incluir posible nuevos descubrimientos de pozos como el de Seat.
Los costos de perforación
Sin embargo, la gran profundidad y complicada orografía de la nueva región petrolífera supondrán retos económicos y financieros, tanto en la exploración como en la producción --no sólo para Repsol y Petrobras, sino para todas las compañías que se han aventurado en la zona-- como BG, Galp Energia SGPS SA o Exxon Mobil Corp.
La gran profundidad tanto en el agua como por debajo de la superficie marina elevan mucho los costos, explica el ingeniero de Repsol Antonio Canal.
Además, dice, "las rocas que se encuentran por debajo de la capa de sal son más duras", lo que hace más difícil la perforación.
Tras llegar a una profundidad de 4.500 metros, la perforadora tiene otros 2.050 metros para alcanzar el punto en el que Repsol espera que haya petróleo, según sus estudios sísmicos. Aunque los costos ya han caído, perforar un pozo en la región subsal cuesta entre US$100 millones y US$150 millones, según Repsol.
Cuando la compañía tuvo que decidir en 2005 si contratar la plataforma para operarla durante cuatro o cinco años, cundió el pánico entre los miembros de la junta directiva de Repsol por su elevado costo, dijo Brufau a periodistas el mes pasado.
Pero la que fue una de las decisiones más difíciles de su vida, también convirtió a Repsol en una de las compañías con más éxitos de exploración de su entorno, lo que crearía valor cara al futuro, según Brufau.
La elevada apuesta de Repsol en la zona sub-sal está dando resultado, según José Martín-Vivas, analista de Ahorro Corporación. Más de la mitad de los pozos excavados en la región contienen petróleo, dijo este experto. La tasa habitual de éxito está entre el 25% y el 35%.
En el caso de la exploración con Stena Drillmax para Repsol el índice de éxito hasta ahora es el 100%, ya que los cuatro pozos sondeados tienen petróleo.
Sólo el campo de Guara sumaría probablemente entre US$2.500 millones y US$5.000 millones en ingresos, lo que sobrepasaría el coso de la exploración, añadió el experto.
"El valor de la acción de Repsol depende en gran modo de los futuros hallazgos en Brasil", señaló Martín-Vivas.
Además de los mayores costos de exploración, la producción de crudo en el área sub-sal presenta costos que no tienen campos a menor profundidad. Se requiere más acero y otros materiales para sacar el petróleo y el gas a la superficie.
BG ha confirmado que las compañías exploradoras "encuentran una concentración significativa de dióxido de carbono" cuando perforaron el pozo Abare West en el bloque BM-S-9. Otras empresas lo han confirmado. Si el contenido de CO2 en el petróleo y el gas es elevado, ha de ser eliminado en un proceso caro y complejo. Puede reinyectarse en el pozo, lo que impulsa la tasa de recuperación, aunque esto también entraña un costo. Es más, elevados contenidos de CO2 pueden acelerar la corrosión de los conductos que bombean el petróleo a la superficie.
El presidente ejecutivo de Petrobras, Sergio Gabrielli, dijo el mes pasado que a un precio de US$45 por barril, todos los costos, impuestos y cuotas quedan cubiertos. En comparación, Petrobras incurre en un costo de US$22,86 por barril para sacar crudo en un 75% de sus pozos brasileños, la mayoría de los cuales están por encima de la superficie salina. Petrobras es socio de Repsol en la mayor parte de sus descubrimientos.
Brufau añadió que para que sus reservas brasileñas llegaran a la fase de producción, la compañía tendría que invertir entre US$10.000 millones y US$18.000 millones.
Esa es una gran suma de dinero para una compañía con una capitalización bursátil aproximada de 23.000 millones de euros. No tiene la entrada de caja de su socio Petrobras ni el respaldo financiero claro para los proyectos sub-sal que el Gobierno de Brasil sí ha comprometido para la petrolera estatal.
Sin embargo, conseguir financiación para los activos brasileños no debería ser un problema, dijo el responsable de exploración y producción de la compañía Nemesio Fernández-Cuesta.
"Si tienes petróleo, consigues financiación", dijo, para añadir que los bancos estarían dispuestos a financiar los proyectos hasta un 60%.
Según el analista de Inverseguros Luis Rose, si hay problemas para sacar adelante la venta de la filial argentina YPF, Repsol podría verse forzado a vender activos, entre los que podría encontrarse alguno de Brasil, si no quiere apalancarse más de lo que ya está.
Brufau ha declarado que la compañía podría considerar incluir un socio para sus actividades Brasileñas o incluso sacar a bolsa esos activos.
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