Los elevados costos de desarrollo de la producción en el pre-sal 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 del 50% de los costos del pre-sal. 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 pre-sal. El próximo paso será hacer pozos horizontales en Tupi.
En opinión de los ejecutivos de Petrobras, las principales dificultades de operar en el pre-sal 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 ultra-profundas también viene ayudando a la empresa en las operaciones. El posicionamiento de los pozos en las mejores locaciones es determinante para alcanzar una mayor productividad. La importancia de la adquisición sísmica de mayor precisión para tener mejores operaciones y más calidad en el perfil de la reserva.
Para estudiar las dificultades del pre-sal, Petrobras unió diversas áreas en nuevas investigaciones, aumentó la inversión en Investigación y Desarrollo, y creó dos programas, PROSAL Y PRO-CO2. El desarrollo tecnológico de Petrobras viene siendo acompañado de la asociación con universidades y proveedores que, inclusive, están construyendo centros tecnológicos. Hoy, 71 instituciones de 19 estados del país componen las 38 redes nacionales de tecnologías.
El centro tecnológico que Schlumberger está construyendo en el Parque Tecnológico de UFRJ, en la Ilha do Fundão, Rio de Janeiro, podrá ser ampliado después de su conclusión. Inicialmente, la unidad tendrá un área de 120 mil m² y cerca de 100 operarios pero en el futuro los números pueden pasar a 220 mil m² y a un contingente de 300 profesionales.
Para Schlumberger, la ampliación del centro es algo natural, ya que la empresa apuesta por un modelo de innovación acelerada para presentar soluciones a las dificultades localizadas en el pre-sal brasileño. 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 son desarrolladas 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 1.350 operarios.
Por su parte, 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 ultra-profundas y producir en los yacimientos de crudo pesado del país. Los extensos test de pre-calificación de estos complejos sistemas son necesarios para verificar la integridad mecánica, hidráulica y eléctrica de las soluciones ESP para cada uso específico
La alemana Schulz exhibió en la Feria Rio Oil and Gas el primer tubo rígido bi-metálico destinado a ambientes de pre-sal. El equipamiento fue desarrollado a partir de un acuerdo de cooperación tecnológica con Cenpes, el centro de investigaciones de Petrobras. El desarrollo del equipo fue hecho en Brasil, y demandó cinco años de estudios e investigaciones. El tubo bi-metálico está disponible en los diámetros de 4" a 12". Su utilización podrá ser hecha en el desarrollo del área de Tupi Nordeste, localizada en el cluster de la Cuenca de Santos
Programa brasileño de contención de derrames
La fuga de petróleo de BP en el Golfo de México y el crecimiento de la producción brasileña llevaron a Petrobras a iniciar un programa de refuerzo de su estructura de contención de derrames en Brasil. La empresa decidió comprar en el exterior 50 kilómetros más de barreras, lo que significa un aumento del 35% sobre su capacidad actual, y mantener un stock de dispersantes. La importación fue decidida después que ocurrió una pequeña fuga n la Cuenca de Campos.
Petrobras inició un programa de revalidación de todas las estructuras marítimas de producción de petróleo, para identificar la posibilidad de accidentes y planear medidas de contención. La inversión se basó fuertemente en prevención, liderazgo, gestión y medidas de reducción de riesgo, y la elaboración de directrices corporativa de seguridad y medio ambiente, basadas en el análisis de riesgo, escenarios, estrategias de respuesta y dimensión de los recursos. En la actual dispone de nueve centros de defensa ambiental esparcidos por el país.
La prioridad en los planes de emergencia de la compañía debe ser siempre la prevención. La estatal aprendió mucho con los errores cometidos en el pasado, como los que provocaron el accidente en la Bahía de Guanabara, en enero del 2000. Además, las simulaciones dejaron grandes aprendizajes. En 2009, por ejemplo, Petrobras realizó una simulación en el Golfo de México y enfrentó grandes dificultades para suministrar equipamientos para la tarea. En este espacio, es de destacar la importancia de acuerdos previos entre las empresas para la optimización de las operaciones de contingencia, definiendo con antelación la disponibilidad y el valor de los equipamientos. Por ejemplo, en el accidente de Deepwater Horizon, Petrobras no tenia nada definido con BP y perdieron algún tiempo discutiendo el valor de los equipamientos involucrados en el apoyo. En ese momento, la compañía brasileña suministró 29 Km. de barreras de contención para la operación
A mediados de septiembre, Petrobras realizo una simulación de emergencia en la plata de Farol de São Tomé, en Campos (RJ). El ejercicio forma parte de las condiciones de la licencia de Ibama para la realización de las campañas de perforación de los bloques BM-C-26 y BM-C-27, en la Cuenca de Campos. El ejercicio simuló una fuga de 7 m³ de crudo durante las actividades de perforación en la plataforma PA-37, que será utilizada en la campaña. También fue probada la capacidad de respuesta con la consecuente aparición de pelotas de crudo en una franja de 2 km. de la playa.
Petrobras recibió de Ibama la licencia de perforación para las campañas en los bloques en junio. En total, la petrolera pretende perforar seis pozos en los dos bloques. La campaña en los prospectos de Pernambuco, Guanabara, Punto 1, Icaraí, Sergipe y Paraná debe durar cinco meses. El BM-C-26 está situado la 67 km de la costa de Espírito Santo y posee lámina d´agua variando entre 30 m y 350 m. a 75 km de la costa de Río de Janeiro, el BM-C-27 posee lámina d´agua variando entre 10 m y 600 m.
Asimismo, las compañías petroleras afrontan una subida repentina en el costo de asegurar las plataformas de aguas profundas a principios del año próximo tras la explosión del Deepwater Horizon en el Golfo de México, que provocó el derrame más grande de la historia de Norteamérica. Después del desastre -una de las pérdidas más grandes que golpearon al mercado de energía- que costará el empleo del jefe de BP Tony Hayward- las premium rates de la energía global subieron entre 10 y 30%, según Lancashire, uno de los mayores aseguradores de riesgo en energía. Sin embargo, el impacto pleno no será sentido hasta el primero de enero próximo cuando la mayor parte de los seguros se renueven, advierten las aseguradoras.
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