Más del 75% de los pozos de petróleo y gas de Brasil cuyas perforaciones arrancaron entre 2011 y 2022 han encontrado hidrocarburos, según datos compartidos con BNamericas por el regulador ANP.
De los 683 pozos perforados en el período, la cuenca Potiguar se situó a la cabeza con 191, de los cuales 185 —en su mayoría terrestres— detectaron petróleo y/o gas.
En la cuenca costa afuera Santos, donde se encuentran la mayoría de los activos de exploración y producción presalina del país, 68 de los 137 pozos hallaron hidrocarburos.
En la cuenca Campos, también costa afuera —donde la estatal Petrobras y firmas del sector privado buscan nuevos prospectos presalinos y postsalinos— 81 de los 115 pozos hallaron petróleo y/o gas.
La empresa estatal domina la exploración y producción marítima, pero petroleras internacionales como Shell, ExxonMobil, TotalEnergies y Equinor también han encontrado hidrocarburos frente a las costas de Brasil desde 2011.
Las demás regiones de la lista son principalmente terrestres, excepto las cuencas Espírito Santo y Sergipe, en las que se perforaron pozos marinos en el período.
Eneva, Imetame, BGM, Alvopetro y Geopark también se encuentran entre los actores de exploración y producción que han hallado petróleo y/o gas en los últimos 12 años en Brasil.
Fuente: BNamericas con datos de ANP
Alrededor del 25% de los pozos comenzaron a perforarse en 2018. El número de nuevos pozos perforados se redujo a 84 en 2018, mientras que en 2022 se reanudó el crecimiento, superando los 100.
Encontrar hidrocarburos no significa necesariamente éxito geológico o comercial. Para que eso suceda, se debe cumplir con una serie de requisitos, incluidos el volumen y la calidad del petróleo/gas identificado, la disponibilidad de infraestructura local y los precios de los commodities.
Según ANP, 122 nuevos campos declararon la producción comercial en Brasil desde 2011, principalmente en la cuenca Santos (29), seguida de Recôncavo (25), Potiguar (16), Parnaíba (16), Sergipe (14), Campos (11), Espírito Santo (8), Solimões (1), Paraná (1) y Alagoas (1).
RETROCESOS EN EXPLORACIONES
Un análisis reciente de la consultora S&P Global Commodity Insights muestra que en los últimos cuatro años se cedieron por completo casi cinco bloques de exploración costa afuera por año, lo que representa un área promedio de aproximadamente 3.950km2 devueltos a ANP.
En estos bloques participaron Petrobras, petroleras internacionales (como Shell y BP) y actores independientes extranjeros y locales (Chariot, 3R Petroleum, etc.).
Las áreas cedidas se encontraban en un amplio abanico de cuencas en las zonas sureste y norte del país, donde Ceará y Potiguar encabezan la lista, con seis bloques cada una.
Si bien los dos bloques presalinos que se cedieron por completo en 2021 y 2022 (Peroba y Saturno) representaron menos del 15% de la superficie total, sus bonos de suscripción pagados al Gobierno Federal representaron más del 90% de los desembolsos totales en esta categoría de costos de exploración, puntualizó S&P en el informe.
Datos recopilados el 24 de febrero de 2023. Nota: solo áreas en las que se cedió todo el bloque. Tipo de cambio entre US$ y reales: promedio en año de la ronda licitatoria. Fuente: S&P Global Commodity Insight; trad. de BNamericas
“Shell perforó el área Saturno en 2020 y el pozo de cateo del nuevo campo no encontró hidrocarburos, mientras que el pozo perforado en Peroba detectó un yacimiento, pero su alto contenido de CO2 (cerca de 90%) fue un serio obstáculo para cualquier proyecto de desarrollo potencial”, sostiene el informe.
«Como indicamos en algunos de nuestros informes anteriores, los resultados de las recientes campañas de perforación exploratoria en el presal apuntan a una disminución general del volumen de los descubrimientos o a la ausencia de estos», explicó S&P.
“Además, los hallazgos recurrentes propensos al gas en el prospecto, varios de ellos con alto contenido de CO2, plantean desafíos de desarrollo adicionales”, añadió la consultora.
Fuente: S&P Global Insights; trad. de BNamericas
S&P indicó que las próximas campañas en el presal serán fundamentales para comprender si el prospecto aún puede generar nuevos volúmenes o si es hora de explorar nuevas fronteras, como el Margen Ecuatorial.
