Nuevas herramientas para los geologos

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 kilómetro 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.
El grupo BG dio a conocer nuevas estimaciones sobre el total de hidrocarburos existentes en el reciente descubrimiento de Tupi, en el mar frente a las costas de Brasil.
Los nuevos cálculos para el descubrimiento arrojan una estimación de entre 12.000 y 30.000 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que implica un importante incremento respecto de la primera evaluación, de entre 1.700 y 10.000 millones.
El Grupo BG tiene 25% del desarrollo del descubrimiento de Tupi, ubicado en la cuenca de Campos.
El descubrimiento de Tupi está considerado como uno de los más grandes de los últimos años en países no pertenecientes a la OPEC y es comparable en tamaño al yacimiento Kashagan, en Kazajistán.
Necesidades
Actualmente, Petrobras, que produce alrededor de 1,9 millón 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% en la cuenca de Campos, con predominio del crudo pesado.
Petrobras podría iniciar la producción de Tupi en 2010 o en 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.
Con seguridad, Petrobras aumentará considerablemente su plan de inversiones de u$s 112,4 millones, programado para el período 2008-2012, a fin de desarrollar el campo Tupi, que yace bajo más de 2 kilómetros de agua y por lo menos 5 kilómetros debajo del lecho marino. "Esperamos que el campo comience a producir por lo menos 100.000 b/d en 2010, para aumentar gradualmente a 400.000 b/d", dijo José Sergio Gabrielli, ejecutivo en jefe de la estatal petrolera de Brasil.
Proyecciones
Un cálculo preliminar indica que para desarrollar Tupi Petrobras necesitaría 100 pozos a un costo de u$s 50.000 a u$s 100.000 millones. La perforación del primer pozo llevó más de un año, a un costo de u$s 240 millones.
Actualmente, Petrobras puede perforar un pozo equivalente en 60 días, a un costo de u$s 60 millones.
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 lo hizo 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 b/d de crudo de 30º 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 Wolff, 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.