Revista Petroleo Principios Well Control

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octubre - noviembre 2010 / año 69 / no.5

I N T E R N A C I O N A L

UNA PUBLICACIÓN DE B2Bportales

PRESAL: CARRERA DE INVERSIONES POR EL PETRÓLEO ENLAS PROFUNDIDADES

DEL MAR

TENDENCIAS EN TECNOLOGÍAS DE SÍSMICA

PRINCIPIOS DEL CONTROL DE POZO

Octubre/ Noviembre 2010 / www.petroleo.com/contactealproveedor 3

editorial

Gas de esquisto 4

NOTICIAS DE LA INDUSTRIAAPI amplía el acceso a sus normas de seguridad Pemex reporta cifras de producción Repsol y Sinopec forman alianza en Latinoamérica Planta para producir combustibles limpios Total presenta nuevos proyectos gasíferos en Bolivia Evaporador móvil ayuda a reciclar aguas residuales de fracturamiento hidráulico Halliburton adquiere Permedia Research Group Centro de desarrollo y pruebas en Brasil Pemex exporta el volumen más alto de crudo de los últimos dos años ITT adquiere Canberra Pumps en Brasil. 8

contenido

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PETRÓLEO INTERNACIONAL (0093-7851) Impreso en Colombia. Se publica seis veces al año en febrero, abril, junio, agosto, octubre y diciembre, por B2Bportales, con oficinas en6505 Blue Lagoon Drive, Suite 430, Miami, Florida 33126, USA. B2Bportales es una empresa del grupo Carvajal. Actualice su dirección en www.petroleo.com/suscripciones.

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octubre - noviembre 2010 / año 69 / no.5


UNA PUBLICACIÓN DE B2Bportales

PRESAL: CARRERA DE INVERSIONES POR EL PETRÓLEO ENLAS PROFUNDIDADES

DEL MAR

TENDENCIAS EN TECNOLOGÍAS DE SÍSMICA

PRINCIPIOS DEL CONTROL DE POZO

NOVEDADES INDUSTRIALESLínea actualizada de espectrómetros Analizador de destilación portátil Sistema para tendido de tuberías en aguas profundas Investigaciones demuestran que la contaminación no afecta la precisión de flujómetros ultrasónicos Grúa articulada tipo Knuckle Boom Interruptor/monitor de flujo de análisis para líquido y gas Equipos monitores de arena submarinos y detectores de espesor de revestimiento Equipos para coalescencia Sistema portátil para tratamiento de descarga de prueba Plataforma de Software para monitoreo de detección de gases Tecnología para tratamiento de aguas Control remoto para hidrocarburos líquidos Válvulas de control contribuyen a la reducción de emisiones y al uso de combustible limpio. 12

ENFOQUE TÉCNICOPrincipios del control del pozoEl ‘preventor’ de reventón o BOP controla las arremetidas del pozo, evitando explosiones, incendios y pérdida de equipos y vidas 16

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNMáximo detalle, máxima rentabilidadLas tendencias en tecnologías para adquisición de datos de sísmica muestran nuevas herramientas para mayor precisión en la información y reducir los riesgos de inversión para nuevos pozos. 20

INFORME ESPECIALPresal: carrera de inversiones por el petróleo en las profundidades del marEl petróleo depositado en la capa presal ya es el combustible de una carrera por inversiones multimillonarias en tierra firme. 23

FPSO Cidade de São Vicente - Campo Tupí (cortesía Petrobras).

4 www.petroleo.com / Octubre/ Noviembre 2010

editorial

Gas de esquisto, ¿una ilusión?EN LOS ÚLTIMOS DIEZ AÑOS, una oleada de perforaciones alrededor del mundo ha revelado gigantescas reservas de gas de esquisto. Según algunos cálculos, tan sólo en Norteamérica hay 28,3 trillones de metros cúbicos (Tmc) recuperables de gas de esquisto, suficientes para cubrir las necesidades de Estados Unidos durante 45 años. Europa podría tener 5,66 Tmc. Los expertos estiman que los recursos de gas no convencional podrían aumentar en 250% las reservas mundiales.

La fiebre de la perforación aún está en sus comienzos, pero muchos analistas creen que el gas de esquisto puede reducir la dependencia europea del gas natural ruso, principal abastecedor de todo el con-tinente europeo. También consideran que muchos países podrían aumentar sus reservas de gas en 40%, cifra similar al incremento que ya ha experimentado Estados Unidos desde que el gas de esquisto comenzó a explotarse. Los pronósticos dan a entender que las nuevas tecnologías de producción de gas son la mayor innovación energética de esta década, y es sorprendente que no se hayan anunciado con gran despliegue.

Amy Myers Jaffe, directora de estudios de energía del Instituto James A. Baker III de Políticas Públi-cas de la Universidad de Rice, defiende los beneficios del gas de esquisto en un reciente trabajo. Ella dice estar convencida de que en las próximas décadas el gas de esquisto revolucionará la industria y cambiará el mundo. Impedirá la aparición de nuevos carteles, alterará la geopolítica y desacelerará la transición a ener-gías renovables. En la última década, las nuevas técnicas de producción han reducido el costo de produc-ción del gas de esquisto de US$5 por millón de BTU a US$3. Además, la entrada de las grandes empresas petroleras reducirá aún más ese costo.

Uno de los principales beneficios de la fiebre del gas de esquisto será dar a los consumidores occiden-tales y chinos un suministro de combustible en su propio territorio, frustrando así la creación de un posible cartel del gas natural. Antes de la puesta en producción de este gas, se esperaban grandes caídas de produc-ción de gas natural en Estados Unidos, Canadá y el mar del Norte. Eso suponía una mayor dependencia de los suministros internacionales, en momentos en los que aumentaba la importancia del gas natural como fuente de energía. Lo más preocupante era que la mayor parte de esos suministros de gas estaba en regio-nes inestables. En particular, dos países controlaban la oferta: Rusia e Irán. Antes de los hallazgos de gas de esquisto, los mercados pronosticaban que ambos países contarían con la mitad de los recursos mundiales de gas conocidos. Eso ya no será así, pues el gas de esquisto propiciará la competencia entre las empresas energéticas y los países exportadores y desbaratará los posibles planes de las petroleras de intentar ganar más poder en el mercado.

El gas de esquisto tiene también sus detractores, incluido el ex primer ministro ruso Vladimir Putin y analistas de Wall Street, que no están convencidos de que el gas de esquisto tenga el potencial de revolucio-nar la industria de la energía. Los argumentos en contra que ofrecen giran en torno a dos puntos: el costo de su explotación y los riesgos medioambientales que implica su producción.

Lo más probable es que con un escenario de gas natural barato y abundante, las perspectivas para la energía renovable cambien drásticamente. Hasta hace poco podía pensarse que el momento de gloria de las energías renovables llegaría pronto. Pero los hallazgos de gas de esquisto complican el panorama pues hacen más difícil que las energías solar, eólica, de biomasa y nuclear puedan competir en lo económico. El gas de esquisto encarecería los subsidios que hacen competitivas a las energías renovables, al igual que los préstamos y los incentivos para construir nuevas plantas nucleares. Además, el gas de esquisto pone en tela de juicio el argumento de la independencia energética favorecido por las energías renovables, pues al igual que la eólica y solar es también producido localmente, reduciendo el costo de las importaciones de crudo,

de gas y sus derivados.Pese a esas renuencias acerca del gas de esquisto, hay

entusiasmo en los medios gubernamentales e industriales de Estados Unidos y Europa, pues cada vez más se considera al nuevo gas como una verdadera sustitución de los combusti-bles fósiles. Posiblemente transcurrirá algún tiempo para que tome su rumbo, pero puede alterar la dependencia mundial del petróleo y sus derivados.

www.petroleo.comVol. 69 Edición No. 5

Octubre / Noviembre 2010

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Perspectivas de la industria petrolera latinoamericana 2010

Un giro en la jerarquía petrolera latinoa-mericana se encuentra en curso, a medida que la creciente producción de Brasil dejó al país a las puertas de superar a las potencias petroleras tradicionales de la región: México y Venezuela. La producción brasileña llegará a 2,43 millones de barriles/día en 2011. En cambio, la oferta de México caerá de 3,4 a 2,5 millones de barriles. Venezuela, en franco declive, bordea los 2,1 millones de barriles. >>En buscar, digite: 76299

Fluidos de perforación: ¿qué son y para qué sirven?

En la industria petrolera, los fl uidos de perforación se usan para perforar recintos de pozos exploratorios y pozos productores de petróleo y gas. Vea en este artículo las principales funciones de estos fl uidos, los tipos, usos y funciones.>>En buscar, digite: 78092

México: ¿país petrolero en crisis?

México es un importante productor de petróleo, no afi liado a la Opep, con una de las compañías petroleras más grandes del mundo: Petróleos Mexicanos (Pemex). En 2008, México fue el séptimo productor de petróleo y el tercero en el hemisferio occi-dental. La estatal Pemex tiene el monopolio de la producción de crudo en el país. No obstante, la producción en México ha comenzado a decaer, a medida que el campo gigantesco de Cantarell comenzó a declinar. >>En buscar, digite: 76306

Soluciones de medición de nivel para producción petrolera

Una medición exacta y fi able del nivel de fl uidos es crítica para una operación segura, exitosa y económica en muchos puntos del proceso de producción petrolera. Algunas de estas aplicaciones son relativamente simples, mientras que otras involucran condiciones operativas exigentes e incluyen altas temperaturas y presiones. >>En buscar, digite: 76733

Matar, sellar y abandonar pozosEl taponamiento y abandono (P&A) de

pozos petroleros es un tema cada vez más presente entre las empresas del sector, debido al avance de las regulaciones y al creciente cuidado del medio ambiente que se exige a las compañías de petróleo y gas. ¿Cuáles son los procedimientos correctos antes de abandonar un pozo y cuáles los principales desafíos para llevar a cabo esta tarea?>>En buscar, digite: 76590

>> EXPOENERGIA 2010Oct 04 - 08, 2010Bogotá, Colombia

>> IV OIL & GAS Exposición internacional y congresoOct 06 - 08, 2010Quito, Ecuador

>> Segunda Exposición y Conferencia Internacional de Combustibles - Biocombustibles

>> GNC e HidrógenoOct 13 - 15, 2010Buenos Aires, Argentina

>> ISA EXPO 2010Oct 19 - 21, 2010Houston, Estados Unidos

>> Conferencia de Ingeniería de Petróleo de Latinoamérica y El Caribe -SPEDic 01 - 03, 2010Lima, Perú

>> SPE/IADC Conferencia de Perforación 2011Mar 01 - 03, 2011Ámsterdam, Holanda

>> OTC 2011May 02 - 05, 2011Houston, Estados Unidos

>> OTC Brasil 2011Oct 04 – 06, 2011Rio de Janeiro, Brasil

>> Argentina Oil & Gas EXPO 2011Oct 10 - 13, 2011Buenos Aires, Argentina

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noticias de la industria

Planta de hidrotratamiento en Barrancabermeja, Colombia (foto cortesía de Ecopetrol).

Con una inversión de US$1.023 millones, la estatal de petróleos colombiana Ecopetrol puso en operación la planta de hidrotratamiento de la refi nería de Barrancabermeja, que le permite a Colombia ingresar a la era de la producción de combustibles limpios en el mundo.En septiembre se produjo el primer barril de gasolina limpia o hidrotratada de menos de 300 partes por millón (ppm) de azufre en la refi nería de Ecopetrol. Por su parte, en agosto se produjo diesel de menos de 50 ppm de azufre, nivel exigido en la regulación nacional para las ciudades de mayor consumo en Colombia.En la construcción de la planta, una de las más modernas de Latinoamérica y realizada por consor-cios conformados en su mayoría por empresas colom-bianas, se invirtieron más de 20 millones de horas/hombre trabajadas y se generaron 8.800 empleos entre 2007 y 2010, de los cuales 58% correspondió a personal del área de Barrancabermeja.La planta está compuesta por siete unidades: hidro-tratamiento de diesel, hidrotratamiento de gasolina, generación de hidrógeno, despojadora de aguas agrias, recuperadora de azufre, tratamiento de gases de cola y regeneración de amina. Cuenta con 9 reactores, 10 torres, 65 intercambiadores de calor y de sus gasolinas en 1990. En la actualidad, según el IFQC (International Fuel

Quality Center, por sus siglas en inglés) Colombia ocupa el segundo lugar del mundo, después de Corea del Sur, entre las 100 gasolinas con más bajo nivel de benceno del planeta.

Planta para producir combustibles limpios

Halliburton adquiere Permedia Research Group

La empresa anunció la adquisición de Permedia Research Group, una compañía proveedora de servicios y software para sistemas de modelado en la industria petrolera. Las herramientas y experiencia de Permedia le permiten a las compañías de petróleo y gas evaluar mejor los riesgos de exploración y gestionar los costos de desarrollo en aguas profundas, subsal y recursos no convencio-nales.

Permedia desarrolló el software para sistemas de análisis MPath que predice las trayectorias de migración de los hidrocarburos y los patrones de emplaza-miento en los yacimientos con gran detalle, debido a que simula rápidamente el comportamiento de fl ujos multifase en medios porosos y fracturados. Utilizando MPath, se pueden generar modelos de desplazamiento de fl uidos en 3D de millones de celdas en cuestión de minutos.

Repsol y Sinopec forman alianza en Latinoamérica

Repsol y la compañía china Sinopec fi rmaron un acuerdo para desarrollar conjuntamente los proyectos de exploración y producción que Repsol posee actualmente en Brasil, y constituir una de las mayores compañías energéticas de Latinoamérica con un valor de US$17.773 millones.

Bajo los términos del acuerdo, Repsol Brasil realizará una ampliación de capital que será suscrita íntegramente por Sinopec. Tras completarse la operación, Repsol mantendrá 60% de las acciones de Repsol Brasil mientras que Sinopec contará con 40% restante.

El o shore brasileño es una de las mayores áreas de crecimiento en reservas de hidrocarburos del mundo. El acuerdo alcanzado entre Repsol y Sinopec es muestra del interés internacional por el momento histórico que atraviesa Brasil, y particularmente por la actividad en el presal de Santos, liderado por Petrobrás.

Total presenta nuevos proyectos gasíferos en Bolivia

La compañía francesa presentó una serie de proyectos al presidente de Bolivia, Evo Morales, destinados a incrementar la producción y la cobertura de inversión en campos de gas en Bolivia.

Total busca elevar los volúmenes de gas del yacimiento Itaú en el Bloque XX, ubicado en la sureña región de Tarija y del que la fi rma posee 75%.

Según datos ofi ciales de Total y su socio British Gas, que detiene el otro 25% del pozo, la producción actual del pozo Itaú es de 1,4 MMCD, unos 50 millones de pies cúbicos diarios.

Otro de los proyectos se desarrollará en el megareservorio Incahuasi, ubicado en la región de Santa Cruz y que se encuentra en fase de exploración. Total maneja 80% de la propiedad de Incahuasi y la argentina Tecnopetrol 20% restante.

condensadores; 209 equipos de sistemas de control y 12 tanques de almacena-miento, así como 2.562 instrumentos y controles.Colombia fue uno de los países pioneros en América Latina en eliminar el plomo

Centro de desarrollo y pruebas en Brasil

Baker Hughes está construyendo un centro de desarrollo y pruebas para bombas sumergibles eléctricas en Macaé, Brasil.

La instalación –que será terminada al fi nalizar 2010– está diseñada para evaluar bombas sumergibles eléctricas en aguas profundas y submarinas antes de su instalación en el área costa afuera de Brasil.

El centro Macaé cuenta con un pozo de prueba para los ensayos con simulación de cable eléctrico para los sistemas de bombas sumergibles eléctricas, capaz de manejar hasta 86 mil barriles de líquido por día y presiones de superfi cie máximas de 5.000 psi.

La prueba de pozo está equipada con unidades de superfi cie de control de baja y media tensión, de Baker Hughes, para proporcionar energía y controlar el sistema de bombas sumergibles eléctricas en el fondo de pozo. Una sala de control recoge y muestra los datos en tiempo real desde el sistema, incluyendo velocidad de fl ujo, temperatura, torque, presión, vibración y parámetros eléc-tricos.

Contacte al proveedor: Código 4

Pemex reporta cifras de producción

Durante los primeros ocho meses de 2010, Petróleos Mexicanos (Pemex) obtuvo de los campos terrestres y marinos una producción de crudo de dos millones 559 mil barriles diarios, volumen superior en 17 mil barriles, comparado con el mismo mes de 2009. La producción promedio de los primeros ocho meses del año se situó en dos millones 585 mil barriles por día.

Con base en cifras preliminares publicadas en los Indicadores Petroleros, del volumen de producción de crudo obtenido en el periodo enero-agosto, un millón 438 mil barriles correspondió a crudo pesado, volumen que repre-sentó 56% del total; 833 mil barriles a ligero y 314 mil barriles a superligero.

Cabe mencionar que alrededor de dos millones de barriles diarios de crudo, equivalente a 76%, provino de las regiones marinas del Golfo de México; 527 mil barriles, 20%, de la sur, y 101 mil barriles, 4%, se obtuvo de la norte.

En cuanto a gas natural, en agosto Pemex obtuvo el nivel de extracción más alto de los últimos 20 meses, al llegar a un promedio diario de siete mil 246 millones de pies cúbicos. El volumen promedio de producción de gas en los primeros ocho meses del año se ubicó en seis mil 993 millones de pies cúbicos al día.

Del volumen total producido de gas en el país, las regiones marinas de PEMEX aportaron dos mil 681 millones de pies cúbicos, seguidas de la norte con dos mil 554 millones y de la sur con un mil 758 millones de pies cúbicos diarios.

Evaporador móvil ayuda a reciclar aguas residuales de fracturamiento hidráulico

GE introdujo un nuevo evaporador móvil diseñado específi camente para ayudar a los productores de gas natural a reciclar las aguas sin tratar que se deriven del proceso de fracturamiento hidráulico en el pozo, lo que reduce el volumen de aguas residuales y de agua fresca que tiene que ser transportada desde y hacia el sitio.

Mientras que el fracturamiento hidráulico aumenta la tasa de producción en los pozos de petróleo y gas, el proceso también utiliza una cantidad considerable de agua fresca y produce miles de millones de galones de aguas residuales cada año.

Para compensar este impacto sobre el medio ambiente, el evaporador móvil de GE trata el agua contaminada para permitir la reutilización de estas aguas en el proceso industrial. El producto puede ser utilizado para todos los gases no convencionales y aplicaciones fracturación en las regiones del mundo donde se puede encontrar shale gas.

El evaporador móvil procesa 50 galones por minuto, es de circulación forzada y cuenta con un sistema mecánico de recompresión de vapor. Está montado sobre un remolque que le permite llegar hasta las locaciones más remotas.


noticias de la industria

ITT adquiere Canberra Pumps en Brasil

ITT Corporation, una compañía global de diseño y fabricación y proveedor de soluciones de bombeo para aplicaciones industriales, comerciales, municipales y residenciales en más de 140 países anunció la adquisición de Canberra Pumps do Brasil, ampliando la presencia de la compañía en Latinoamérica. Canberra Pumps tiene una base instalada de clientes con 20,000 bombas en servicio en las industrias química, de pulpa y papel y en aplicaciones generales. La adquisi-ción, basada en la amplia experiencia de negocios de ITT Corporation en Brasil, donde sus productos han sido usados para ajustarse a las necesidades de creci-miento industrial, así como las necesidades de suministro de agua fresca y tratamiento de aguas residuales. Con la gran base instalada de Canberra en el mercado de procesos industriales, se convierte en un gran complemento para la base ya existente de la compañía en Brasil. Esta adquisición es otro ejemplo de la estrategia de ITT de fortalecer su negocio y usar su fuerte posición fi nanciera para expandirse y crecer en economías emergentes como Brasil. Las instala-ciones de Canberra en Salto, Estado de Sao Paulo, emplea 90 personas y genera aproximadamente 19 millones de reales al año (US$10 millones) en ingresos en 2009. Canberra Pumps será parte de las operaciones de ITT en Brasil, lo cual incluye las instalaciones administrativas y de producción en Sao Paulo. Esta nueva capacidad de diseño y producción de productos de bombeo LE permitirá a ITT cumplir con las órdenes de sus clientes en menores plazos y proporcionar un mejor servicio en la región. ITT presentará también su soporte posventa, que incluye reparaciones, reemplazo de partes, servicio y mantenimiento, así como soluciones adicionales que reducen los costos totales de sus clientes. ITT tiene más de 1 millón de bombas de proceso instaladas alrededor del mundo. Goulds, Flygt, Vogel, Lowara, Flowtronex y Sanitaire son marcas registradas de ITT y sus fi liales.

API amplía el acceso a sus normas de seguridad

El Instituto Americano del Petróleo (API, por sus siglas en inglés) anunció que proporcionará libre acceso del público en línea a un grupo de estándares de la industria, incluida una amplia gama de normas de seguridad. Esta noticia incre-menta el número de normas API que estará disponible de forma gratuita.

Un número más pequeño de normas ya está disponible para el público de forma gratuita en el sitio Web de la API, mientras que otro tanto se puede revisar perso-nalmente en las ofi cinas de la agencia del gobierno.

Una vez que los cambios en la página Web estén completos, 160 normas estarán disponibles en línea. Las normas representan casi un tercio de todas las normas API e incluirán todas las que están relacionadas con la seguridad o se han incorporado en la reglamentación federal. Entre ellas fi guran las normas de procesos de seguridad en las operaciones en refi nería y plantas químicas, las normas de perforación costa afuera, fracturación hidráulica, así como las de construcción y de seguridad en gasoductos.

Estas normas estarán disponibles para su revisión, mientras que las copias en papel y las versiones imprimibles seguirán estando disponibles para su compra.

Pemex exporta el volumen más alto de crudo de los últimos dos años

En un comunicado de prensa, Petróleos Mexicanos (Pemex) señaló que en los primeros cinco meses de 2010, los ingresos por exportaciones de petróleo ascen-dieron a más de 14 mil millones de dólares. La producción de crudo en el periodo enero-mayo fue igual a la reportada durante 2009, al situarse en dos millones 601 mil barriles al día

Sin embargo, Pemex alcanzó en el mes de mayo el volumen más alto de expor-tación de petróleo crudo de los últimos dos años, al promediar un millón 591 mil barriles diarios.

Con lo anterior, el volumen promedio de exportación en los primeros cinco meses del año se ubicó en un millón 329 mil barriles diarios en las tres calidades (Istmo, Maya y Olmeca), lo que generó un ingreso acumulado de 14 mil 331 millones de dólares, en fl ujo de efectivo, seis mil millones más que en igual lapso del año pasado.

De acuerdo con información preliminar publicada en los Indicadores Petroleros, la producción de petróleo crudo obtenida en el periodo enero-mayo de los campos terrestres y marinos fue igual al promedio registrado en todo 2009, al extraerse un volumen promedio diario de dos millones 601 mil barriles.

Del total de las exportaciones realizadas, 85.3% (un millón 134 mil barriles diarios) se destinó a los diversos clientes de México en el continente americano; 10.5%, equivalente a 140 mil barriles diarios, se canalizaron al mercado de Europa, y el resto, 55 mil barriles, al Lejano Oriente.

Repsol adquiere un 20% de AlgaEnergy

El acuerdo complementa y fortalece las líneas de investigación de Repsol en el uso de microalgas para la producción de biocombustibles de segunda genera-ción, y su entrada en el capital de AlgaEnergy acelera y diversifi ca su estrategia en investigación y desarrollo en este campo.

Las microalgas se presentan como una alternativa efi caz para la obtención de biocombustibles, al tratarse además de un recurso no alimentario. Tienen una alta capacidad de fi jación de CO2 y de transformarlo en materias primas para la producción de biocombustibles.

Con esta participación, Repsol toma parte en un proyecto empresarial con base tecnológica y de elevada calidad científi ca para la selección, mejora, cultivo y comercialización de diferentes productos derivados de las microalgas, incluida la captura y fi jación de CO2, y la obtención de materias primas para la producción de biocombustibles. Paralelamente, Repsol continuará con el desarrollo de otras líneas de investigación en este mismo campo.

La adquisición de la participación del 20% de AlgaEnergy se ha instrumen-talizado a través de Repsol Nuevas Energías. La sociedad ha comprado 10% mediante ampliación de capital, y otro 10% de forma directa al socio fundador de la compañía, Augusto Rodríguez-Villa. Repsol cooperará activamente en la compañía como socio tecnológico y contará con dos representantes en su Consejo de Administración.

Solución de modelado de reservorios

Emerson Process Management anunció el lanzamiento del Roxar RMS 2010.1, que añade visualización sísmica para mejorar la toma de decisiones y el control de calidad dentro de las soluciones de modelado de reservas.

El Roxar RMS 2010.1 cuenta con herramientas de visualización avanzadas de volumen sísmico para el fl ujo de trabajo, que facilitan el control de calidad exhaustivo de las interpretaciones, modelos estructurales y de propiedad, y planos de pozo. La importación de datos sísmicos en 2D y 3D es fácil y la visua-lización moderna establece un nuevo estándar en rendimiento, dando rienda suelta a la potencia de las tarjetas gráfi cas.

También cuenta con herramientas de control de calidad mejoradas que ofrecen una forma efi ciente y fácil de hacer control sobre modelos de propiedad. Con sólo unos clics, RMS 2010.1 producirá todos los gráfi cos y mapas necesarios para comprobar la consistencia entre los modelos de propiedad y los datos de entrada, con los mapas y cuadros organizados intuitivamente en un árbol separado de datos que proporciona un fácil acceso para usuarios nuevos o expe-rimentados de RMS.

Roxar RMS consta de 13 módulos de software, completamente integrados, incluidos mapeo, modelado de reservas, planifi cación de pozos y simulación de yacimientos. RMS 2010.1 funciona en Linux de 64-bit, Windows XP y Vista 32 y las plataformas de 64-bit, así como Windows 7 64 bits.


novedades industriales

Equipos monitores de arena submarinos y detectores de espesor de revestimiento

ClampOn ha obtenido la orden por numerosos monitores de arena submarinos y detectores de espesor de revestimiento (pig) para los proyectos de Jack & St. Malo. Los proyectos de Jack & St. Malo están a 7000 pies (2134 m) de profun-didad y cerca de 270 millas al sur de Nueva Orleans, en el área de Walker Ridge, y esperan iniciar operaciones en el cuarto trimestre de 2013. El desarrollo se realizará para el centro de operaciones regional de Jack & St. Malo. Los sensores submarinos de ClampOn son sensores acústicos con cámaras atmosféricas y de alta presión, verifi cación de contactos de tubería, soldadura de vigas electró-nica y electrónica dual independiente. Estas características hacen de ClampOn un proveedor reconocido de sensores no invasivos para diversas aplicaciones alrededor del mundo.

Servicio al Lector 307

Línea actualizada de espectrómetros La línea de espectrómetros Axios

XRF de longitud de onda dispersiva se mantiene como uno de los productos más exitosos de PANalytical. La línea Axios ha sido actualizada a Axios mAX con la incorporación del tubo de rayos X SST-mAX en la confi guración estándar. Además, la línea Axios ahora incluye un nuevo sistema de baja potencia (1kW) refrigerado internamente. El elemento estrella de esta línea es el Axios mAX-Advanced, que tiene una confi gura-ción básica de altas especifi caciones, incluidos el SST-mAX50 con tecno-logía de recubrimiento CHI-BLUE, el detector Hi-Per Scint con una tasa de conteo lineal de hasta 3.5 Mcps y software Omnian sin estándar. La línea AxiosmAX también constituye la base de las versiones industriales dedicadas, como el Axios mAX-Cemented AxiosmAX-Petro. En el corazón de la nueva línea AxiosmAX se encuentra un tubo de rayos X SST-mAX que, incorporando la tecnología ZETA, elimina la principal fuente de drift de los instrumentos, común a todos los sistemas XRF. Esto permite una reducción muy importante en la frecuencia de corrección de dispersión y medi-ciones de recalibración, mejorando así el tiempo de operación útil del sistema. Cuando el desempeño y la confi abilidad son críticos para una producción económica y control de calidad, el Axios es el sistema adecuado para la industria metalúrgica y de cemento. Su alta capacidad se destaca en ambientes de labo-ratorio. Sin embargo, también lo hace en aplicaciones particulares con metales preciosos y académicas que requieren altos niveles de precisión y exactitud con bajos límites de detección.


Sistema para tendido de tuberías en aguas profundas

Huisman y Heerema Off shore Services fi rmaron una carta de intención para la entrega de equipo a bordo del nuevo buque para construcción en aguas profundas de Heerema. Huisman diseñará, construirá e instalará una grúa marítima de mástil de 4,000 mt y una torre pipelay para operaciones de tendido en J y tendido de rieles en aguas ultra profundas. La instalación del equipo está programada para 2012-2013, parcialmente en patio DSME en Corea del Sur y parcialmente en el muelle de Huisman en Shiedam, Holanda. La grúa para levan-tamiento de cargas pesadas tendrá una capacidad de 4,000 mt y el diseño tipo mástil fue seleccionado para este buque gracias a su pequeña área y su peso ligero. La grúa se construirá en las instalaciones de Huisman en China y se instalará a bordo del buque en el astillero DMSE en Corea del Sur en 2012. Ejemplos recientes de este tipo de grúas con diseños similares de Huisman incluyen la grúa de 3,000 sht a bordo del Sapura 3000 y la grúa de 5,000 mt que está actualmente en construcción para el Borealis. La torre para tendido en J se instala sobre un moonpool y está diseñada para operaciones de tendido en J y tendido de rieles. Para tendido de rieles, la torre cuenta con dos tensores de tubo de 400 t de capacidad. El tubo es enrollado sobre los rieles que pueden elevarse sobre el barco por medio de la grúa propia del barco. Este concepto es una novedad en tendido de líneas rígidas a gran escala, permitiendo el enrollado de rieles mientras el tendido de la línea continúa y eliminando la necesidad de una gran base para enrollado. Los rieles pueden removerse fácilmente para liberar espacio en cubierta cuando se opera en modo de tendido en J o como barcaza. El equipo adicional que suministrará Huisman incluye rieles de tubería removibles, manipulación de terminales tipo PLET, cabrestantes A&R y sistema de descenso de empuje controlado para aguas profundas. Todo el equipo para tendido de tubería será construido e instalado en Huisman, donde el buque llegará en diciembre de 2012. El fabricante holandés líder en sistemas de tendido de tuberías para aguas profundas ha suministrado numerosos de estos sistemas durante años y actualmente construye un sistema de tendido en S para 600 mt para el Borealis. El nuevo acuerdo entre Heerema y Huisman es el resultado de su larga relación que inició con la entrega de un sistema de tendido en J a bordo del Balder en 2002.


Investigaciones demuestran que la contaminación no afecta la precisión de flujómetros ultrasónicos

Los fl ujómetros ultrasónicos para medición de transferencia de custodia de gas natural son propensos a la contaminación. Existen frecuentes reclamaciones sobre el hecho de que los fl ujóme-tros ultrasónicos con refl ectores dañados miden de forma imprecisa debido a la contaminación de los mismos. Hasta ahora no había resultados de pruebas que desmintieran esta suposición. Las exhaustivas investigaciones en las instalaciones de prueba de gas a alta presión de EON Ruhrgas en Lintorf, Alemania, sobre los posibles efectos de la contaminación de los fl ujómetros ultrasó-nicos (UFM) han mostrado irrefutablemente que la precisión de los fl ujómetros ultrasónicos no se ve afectada por el principio de refl exión. En lugar de ello, las investigaciones demostraron una signifi cativa ventaja de la tecnología de refl exión

que demuestra que, en comparación con los patrones de medición directa, el nivel de conta-minación puede independizarse de las propie-dades de refl exión de la señal acústica. Parte de las pruebas incluyeron el efecto de la rugosidad de la superfi cie de refl exión. Para estos se cons-truyeron refl ectores con rugosidades media y alta y se incluyeron en los medidores de prueba. La rugosidad simula la contaminación de la super-fi cie dentro del medidor. Se cambió únicamente la rugosidad de la superfi cie del refl ector sin cambiar la superfi cie interior del medidor para excluir cualquier efecto que no fuera parte del refl ector. La señal ultrasónica refl ejada reveló cambios únicamente en su amplitud pero no en su forma. La pérdida de amplitud se compensa en el Altosonic V12 por medio de un control automá-

tico de ganancia. Para la máxima rugosidad super-fi cial, la ganancia máxima fue de tan sólo 6dB. El incremento en la ganancia automática defi ne el estado de puesta en servicio (estado bajo condi-ciones de limpieza) como el estado especifi cado y lo compara con el estado real después de la conta-minación. Esto revela las ventajas del principio de refl exión que permite detectar esas pequeñas cantidades de contaminación o corrosión al interior del medidor. Los resultados mostrados son sólo una parte de la completa lista de resul-tados publicados en la conferencia Flomeko 2010 en Taiwán. Resultados adicionales incluyen el efecto del fondo contaminado, rugosidad en todo el medidor, así como rugosidad en la cavidad interna.



novedades industriales

Grúa articulada tipo Knuckle BoomHuisman, proveedor holandés de soluciones para elevación y perfora-

ción submarina entregará prontamente a su cliente Subsea 7 una grúa arti-culada tipo de 250 mt. Esta grúa de alta tecnología está siendo probada en las instalaciones de Huisman en Schiedam, Holanda, y será instalada en los próximos meses a bordo del nuevo buque de construcción marítima de propósito múltiple de Subsea 7. La grúa será usada para trabajos de construcción marítima y submarina a profundidades de hasta 2 500 m y es la quinta grúa de este tipo entregada por Huisman. Otros equipos similares recientemente entregados incluyen tres grúas de 120 mt para Hornbeck O shore, Subsea 7 y EZRA, y una grúa de 150 mt para Technip. Otra grúa tipo Knuckle Boom de 150 mt, apropiada para profundidades de hasta 3 000 m está construyéndose actualmente para Otto Candies. La grúa está equipada con un sistema motor hidráulico, controlado secundariamente, desarrollado internamente. Este sistema permite compensación activa en tiempo real de los movimientos de halado y empuje de la grúa, minimizando el movimiento de la carga. Durante el proceso de compen-sación de halado, la energía puede almacenarse en un acumulador para reducir el consumo energético de la grúa. La grúa está equipada además con tres unidades electro hidráulicas de potencia independientes. Esto proporciona un alto nivel de redundancia manteniendo a la grúa en funcionamiento con solo uno o dos juegos de bombas trabajando. Otras funciones incluyen tensionamiento constante, sistema de protección de sobrecarga manual, sistema de protección de sobre-carga automático, cilindros de amantillado con recubrimiento cerámico.


Interruptor/monitor de flujo de análisis para líquido y gasLos ingenieros de

procesos y de planta que requieren un inte-rruptor/monitor de fl ujo que pueda incor-porarse fácilmente en los sistemas de muestreo de procesos con líquidos y gases encontrarán en el anali-zador de fl ujo inte-rruptor/monitor FS10A de Fluid Components International (FCI) un adaptador SP76 que soporta dispositivos acorde con el NeSSI. El adaptador SP7 para válvulas múltiples modulares NeSSI permite instalar el FS10A en una plataforma mecánica estandarizada para analizadores y sensores. El sistema NeSSI (New Sampling/Sensor Initiative) ha estado evolucionando desde 1999 como un esfuerzo de la industria por defi nir y promover la estandarización de analizadores y sensores. Los equipos que se ajustan a este estándar NeSSI y los componentes de los sistemas de muestreo, como el FS10A, pueden montarse sobre interfaces estandarizadas para componentes modulares que cuentan con el cableado y las interfaces de comunicaciones, también estandarizadas, y una plataforma estandarizada de microanálisis. El FS10A requiere una base única SP76 de 1.5 x 1.5 pulgadas. Este instrumento representa la próxima genera-ción de soluciones de bajo costo para verifi cación continua de fl ujo en sistemas de muestreo de análisis para procesos con líquidos y gases. Este es un instru-mento pequeño y ligero que tiene sensibilidad superior a bajos fl ujos, una opción para salidas electrónicas y un diseño sin piezas móviles que garantiza máxima confi abilidad. Los usuarios fi nales del análisis encontrarán en la avanzada elec-trónica y en la tecnología de fl ujo de dispersión térmica del FS10A una solución global superior para muestreo de aseguramiento de fl ujo. Este instrumento es apropiado para monitoreo continuo de fl ujo de muestra de análisis, proporcio-nando la más alta integridad en el análisis de proceso sin interrupciones. El inte-rruptor/monitor de fl ujo FS10A puede usarse en casi cualquier tipo de proceso y sistemas de muestreo de emisiones, entre cromatógrafos de gases, espectró-metros de masas, espectrómetros ópticos y fotómetros, entre otros. El inte-rruptor de fl ujo FS10A se instala sobre en un conector de 0.25 pulgadas estándar, así como con un adaptador SP76. Con capacidad para trabajar sobre un amplio rango de fl ujos en múltiples confi guraciones, este instrumento tiene un rango de fl ujo en aire de entre 0.1 SCFH y 40 SCFH (50 cc/min a 20,000 cc/min) y un rango de fl ujo en agua de entre 0.001 GPM y 0.03 GPM (4 cc/min a 100 cc/min).


Equipos para coalescencia

AMISTCO Separations Products Inc. cuenta con un completo boletín de aplicaciones para equipos de coalescencia, que presenta los benefi cios que proporcionan estos instrumentos en separación de aguas residuales aceitosas, remoción de niebla en el agua, tratamiento cáustico y aplicaciones de refl ujo húmedo en torres de destilación. AMISTCO desarrolla equipos para coales-cencia que se ajustan a este tipo de aplicaciones, incrementando también la efi ciencia de separación en procesos existentes y permitiendo el uso de tamaños de recipiente más pequeños en aplicaciones nuevas. Las utilidades de l fabri-cante se incrementan signifi cativamente al introducir ciertas construcciones de equipo en procesos existentes. AMITSCO fabrica equipos de coalescencia con malla de fi lamento simple o múltiple en diversos materiales hidrofóbicos e hidro-fílicos. Los equipos de malla con fi lamento simple son fabricados en diversos materiales plásticos y metálicos para ajustarse a los requerimientos particu-lares de separación. También se ofrecen equipos con malla de fi lamento múltiple que combinan materiales plásticos y metálicos resistentes a la corrosión. Para regímenes de alta viscosidad o líquidos con sólidos inmersos, AMISTCO ofrece también una amplia variedad de paquetes de placas corrugadas. De la misma forma, se ofrecen también sistemas con tubería completa de montaje tipo ski con instrumentación incluida y un completo soporte de ingeniería para optimizar los requerimientos de separación del cliente.


Sistema portátil para tratamiento de descarga de prueba

Schlumberger anunció en la pasada OTC 2010 el lanzamiento de su tratamiento de descarga de prueba móvil ClearPhase. Este nuevo sistema, diseñado específi camente para pruebas de pozo, proporciona tratamiento de descarga en sitio y monitoreo en tiempo real con registro audible de la calidad de salida. El sistema ClearPhase recupera el crudo residual para reducir la concentración en el agua a menos de 20ppm y ayuda a los clientes a obtener mejores resultados de sus pruebas de pozo. Este tratamiento les brinda a los operarios la libertad de realizar pruebas en zonas con restricciones ambientales. Schlumberger ha llevado a cabo pruebas exitosas con el tratamiento de descarga ClearPhase en Angola, Congo, Nigeria y Brasil. El innovador sistema integra la tecnología de remoción de crudo TORR de ProSep Inc. con la tecnología de prueba superfi cial de Schlumberger, probada en campo, para crear un sistema de tratamiento diseñado específi camente para pruebas de pozo. El sistema ClearPhase emplea el absorbente de petróleo reutilizable RPA de ProSep Inc., evitando la generación de desechos o subproductos durante el tratamiento de efl uente. Esta avanzada tecnología ayuda a eliminar la necesidad almacenamiento, transporte y procesamiento externo de los fl uidos para operaciones más efi cientes y económicas en tierra fi rme y en ultramar. El ClearPhase maneja caudales de agua de 5 000 barriles por día y está catalogado para servicio H2S con temperatura nominal de 212°F y presión de 150 psi. Para seguridad adicional, el sistema presurizado auto-contenido no requiere purga de gas durante la prueba. Si se requiere, los fl uidos pueden redireccionarse de nuevo hacia el sistema para cumplir con los más exigentes requerimientos ambientales. El ClearPhase, compatible con todos los ensayos de separación, es más efi ciente cuando se usa con el separador para prueba de pozo CleanPhase, que cuenta con tecnología SmartWeir.



EL CONTROL DEL POZO incluye el manejo de los peligrosos efectos de altas presiones, inesperadas, en el equipo de superficie de los taladros de perforación que trabajan en busca de crudo o gas. Por lo general se usa algún tipo de fluido de perforación para ayudar en el control del pozo. El fracaso del manejo y control de estos efectos de la presión puede causar daños graves a los equipos, lesiones y muertes. Las situaciones de control del pozo manejadas indebidamente resultan en un reventón, es decir, la expulsión

incontrolada y explosiva de los fluidos del pozo, que generalmente produce un incendio. El control del pozo implica vigilar los síntomas de situaciones inminentes de desequilibrio de presión y los procedimientos para operar los equipos en el sitio del pozo, entender la situación y tomar acciones correctivas.

Muchos sistemas participan en el control del pozo, pero el prin-cipal y el símbolo de esta actividad es el bien conocido ‘preventor’

de reventones o BOP (del inglés Blowout Preven-ter), por lo que el resto de este artículo está limitado a describir los componentes y funcionamiento de este importante equipo.

‘Preventor’ de reventonesEl BOP es una válvula especializada, grande,

usada para sellar, controlar y monitorear los pozos de gas y petróleo. Los BOP fueron desarrollados para enfrentar presiones erráticas extremas y flujo incontrolado (amago de reventón de la formación) que surge del yacimiento durante la perforación. Los amagos o arremetidas de la formación llevan a un evento potencialmente catastrófico conocido como reventón. Además de controlar la presión pozo abajo y el flujo de petróleo y gas, los ‘preventores’ de reven-tón evitan que la tubería de perforación y revesti-miento, las herramientas y los fluidos de perforación sean expulsados del recinto del pozo cuando hay un amago de reventón. Los BOP son críticos para la seguridad de la cuadrilla, los equipos y el ambiente, y para el monitoreo y mantenimiento de la integridad del pozo; por esta razón, los BOP deben ser dispositi-vos a prueba de fallas.

Los términos ‘preventor’ de reventón, conjunto de ‘preventores’ de reventón y sistema de ‘preven-tores’ de reventón se usan en forma común e inter-cambiable para describir, en general, varios ‘pre-ventores’ apilados de diversos tipos y funciones, así como sus componentes auxiliares. Un ‘preventor’ de reventones submarino típicamente incluye compo-nentes como líneas hidráulicas y eléctricas, módu-los de control, acumuladores hidráulicos, válvu-las de prueba, líneas de matar y estrangular y válvu-las, junta del tubo elevador, conectores hidráulicos y bastidor de soporte.

Dos categorías de BOP son las prevalentes: de arietes y anular. Los conjuntos de BOP generalmente utilizan los dos tipos, con al menos un BOP anular apilado sobre varios BOP de ariete.

Principios del control del pozoEL ‘PREVENTOR’ DE REVENTÓN O BOP CONTROLA LAS ARREMETIDAS DEL POZO, EVITANDO EXPLOSIONES, INCENDIOS Y PÉRDIDA DE EQUIPOS Y VIDAS

Por Equipo Editorial de Petróleo Internacional

ENFOQUE TÉCNICO


Los ‘preventores’ de reventón se usan en tierra, en plataformas marinas y en el lecho marino. Los BOP en tierra y submarinos se ase-guran en la parte superior del pozo, conocida como cabezal del pozo. Los BOP en plataformas marinas se montan debajo de la cubierta.

Los BOP submarinos se conectan a la plataforma costa afuera a través del tubo montante de perforación, que brinda una vía conti-nua para la sarta de perforación y los fluidos que emanan del recinto del pozo. En realidad, el tubo elevador extiende el recinto del pozo hasta la plataforma.

Usos y funcionamientoLos BOP vienen en una variedad de estilos, tamaños y clasifica-

ciones de presión. Varias unidades individuales que sirven diver-

sas funciones se combinan para componer un conjunto de ‘preventores’ de reventón. A menudo se utilizan múltiples preventores de reventón del mismo tipo para lograr redun-dancia, un importantísimo factor en la efec-tividad de dispositivos a prueba de fallas.

Las principales funciones de un sistema de ‘preventores’ de reventón son:

• Confinar los fluidos del pozo al recinto del pozo.

• Suministrar el medio para incor-porar fluidos al pozo.El principal símbolo en el control del pozo es el bien conocido ‘preventor’ de reventones o BOP (del inglés Blowout Preventer).

• Permitir retirar volúmenes controlados de fluidos del recinto del pozo.

Además de realizar esas funciones primarias, los sistemas de BOP se usan para:

• Regular y monitorear la presión del recinto del pozo. • Centrar y colgar la sarta de perforación en el pozo. • Cerrar el pozo, es decir, sellar el espacio anular entre las

tuberías de perforación y de revestimiento. •"Matar" el pozo o prevenir el flujo de fluidos de la forma-

ción al recinto del pozo. • Sellar el cabezal del pozo (cerrar el recinto). • Recortar la tubería de revestimiento o de perforación en

casos de emergencia.



Al perforar un pozo de alta presión, la sarta de perforación pasa a través del conjunto de BOP hacia el yacimiento. A medida que se perfora se inyecta lodo o fluido de perforación por la sarta hasta la barrena. El lodo retorna por el espacio anular entre la tubería reves-tidora y la de perforación. La columna del lodo de perforación ejerce hacia abajo una presión hidrostática que contrarresta la presión opuesta de la formación y permite que prosiga la perforación.

Cuando se presenta un amago de reventón, los operadores del equipo o los sistemas automáticos cierran las unidades de los BOP, sellando el espacio anular para detener la salida de los fluidos del recinto del pozo. Luego se hace circular lodo de mayor densidad por la sarta de perforación, en el recinto del pozo y hacia arriba por el espacio anular y la línea de estrangular en la base del conjunto de BOP y por los estranguladores hasta superar la presión pozo abajo. Una vez que el "peso de matar" se extiende desde el fondo hasta la parte superior del pozo, se ha "matado" el pozo. Si la integridad del pozo se mantiene, se puede reiniciar la perforación. Alternativa-mente, si no es factible la circulación, se puede matar el pozo "a la fuerza", es decir, bombeando a la fuerza lodo más pesado desde la parte superior a través de la conexión de la línea de matar en la base del conjunto de BOP. Esto es lo menos deseable debido a que son necesarias mayores presiones en la superficie y porque mucho del lodo que originalmente está en el espacio anular será forzado hacia adentro de la formación receptiva en la sección del pozo sin entubar, debajo de la zapata más profunda de la revestidora.

Si los ‘preventores’ de reventón y la columna de lodo no restrin-gen la presión hacia arriba de una arremetida del pozo, el resultado será un reventón que potencialmente puede expulsar violentamente por el recinto del pozo, tubería, petróleo y gas, dañando el equipo de perforación y dejando en duda la integridad del pozo.

Los yacimientos comerciales de petróleo y gas, cada vez más raros y remotos, han llevado la exploración y producción de pozos a zonas costa afuera en aguas profundas, que requieren que los BOP permanezcan sumergidos en condiciones extremas por largo tiempo. Como resultado, los BOP se han tornado más grandes y pesados (una unidad de BOP de un solo ariete puede pesar más de 30.000 libras), en tanto que el espacio asignado a los conjuntos de BOP en las plataformas marinas no ha aumentado proporcional-mente. Por tanto, un punto clave en el desarrollo tecnológico de ‘pre-ventores’ de reventón en las dos últimas décadas ha sido limitar su huella y peso, pero aumentar su seguridad y capacidad de operación.

Tipos de BOP

Los BOP vienen en dos tipos básicos: de arietes y anulares. A menudo se usan juntos en equipos de perforación, típicamente por lo menos un BOP anular coronando un conjunto de ‘preventores’ de arietes.

Un BOP de ariete tiene un funcionamiento similar al de una vál-vula de compuerta, pero usa un par de émbolos de ariete opuestos. Los arietes se extienden hacia el centro del recinto del pozo para res-tringir el flujo, o se retraen para permitirlo. Las caras superior e infe-rior de los arietes están provistas de obturadores (sellos de elastó-mero) que se comprimen uno contra el otro, contra la pared del pozo y alrededor de la tubería que atraviesa el recinto del pozo. Salidas en los lados del cuerpo del BOP se usan para conexiones de las líneas de estrangular y de matar o de válvulas.

Un ‘preventor’ tipo anular puede cerrarse alrededor de la sarta de perforación, de revestimiento o de un objeto no cilíndrico, como la junta Kelly. La tubería de perforación, incluidas las uniones de diá-metro mayor o conectores roscados, puede moverse verticalmente a través de un ‘preventor’ anular a tiempo que se contiene la presión desde abajo aplicando un control cuidadoso de la presión hidráulica de cierre. Los preventores anulares son también efectivos para sellar alrededor de la tubería de perforación, incluso mientras gira durante la perforación.

Las regulaciones requieren que un ‘preventor’ anular pueda cerrar completamente un recinto de pozo, pero generalmente no son tan efectivos como los ‘preventores’ de ariete para mantener el sello en un pozo abierto o sin entubar. Típicamente, los ‘preventores’ anulares van ubicados en la parte superior del conjunto de BOP, con uno o dos BOP anulares encima de una serie de varios ‘preventores’ de ariete.

Un ‘preventor’ anular usa el principio de cuña para sellar el recinto del pozo. Tiene un sello de caucho tipo donut, conocido como unidad obturadora de elastómero, reforzada con costillas de acero. La unidad obturadora está situada en el compartimiento del BOP entre el cabezal y el pistón hidráulico. Cuando se activa el pis-tón, su empuje hacia arriba fuerza el cierre de la unidad de obtura-ción, como un esfínter, sellando el espacio anular o el pozo abierto. Los ‘preventores’ anulares tienen sólo dos piezas móviles, pistón y unidad de obturación, que los hacen más simples de mantener que los ‘preventores’ de ariete.

ENFOQUE TÉCNICO

Preventor tipo Ram


Métodos de controlCuando los taladros perforan en tierra o en aguas muy someras

donde el cabezal del pozo está por encima del nivel del agua, los BOP son activados por presión hidráulica desde un acumulador remoto. En el taladro se montan varias estaciones de control. También se cie-rran y abren manualmente haciendo girar grandes manubrios que parecen volantes de dirección.

En operaciones costa afuera, con el cabezal del pozo apenas por encima de la línea del lodo en el lecho marino, hay cuatro maneras principales para controlar un BOP:

• Señal eléctrica de control, enviada desde la superficie a través de un cable de control.

• Señal acústica de control, enviada desde la superficie basada en una pulsación modulada/codificada de sonido, transmi-tida por un transductor submarino.

• Intervención de vehículo de mando a distancia (ROV), válvulas de control mecánico y presión hidráulica al conjunto de BOP.

• Interruptor de contacto continuo/autocortante, activa-ción a prueba de fallas de BOP seleccionado durante una emergen-cia, y si las líneas de control, alimentación eléctrica e hidráulicas han sido cercenadas.

Dos módulos de control se suministran en el BOP para redundan-cia. El control de señal eléctrica de los módulos es el primario. Los controles acústicos, por intervención de ROV e interruptor de con-tacto continuo, son secundarios.

Un sistema de desconexión de emergencia (EDS) desconecta el taladro del pozo en casos de emergencia. El EDS también dispara automáticamente el interruptor de contacto continuo, que cierra del BOP y las válvulas de matar y estrangular. El EDS puede ser un subsistema del módulo de control del conjunto de BOP o puede ser separado.

Las bombas en el equipo de perforación normalmente entregan presión al conjunto de BOP a través de líneas hidráulicas. Los acu-muladores hidráulicos en el conjunto de BOP permiten cerrar los ‘preventores’ de reventón, incluso si están desconectados del tala-dro.

También es posible iniciar el cierre de los BOP automáticamente con base en presión demasiado alta o flujo excesivo.

Los BOP fueron desarrollados para enfrentar presiones erráticas extremas y flujo incontro-lado, que surgen del yacimiento durante la perforación.

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Máximo detalle, máxima rentabilidadLAS TENDENCIAS EN TECNOLOGÍAS PARA ADQUISICIÓN DE DATOS DE SÍSMICA MUESTRAN NUEVAS HERRAMIENTAS QUE APUNTAN TODAS EN LA MISMA DIRECCIÓN: MAYOR PRECISIÓN EN LA INFORMACIÓN, CON EL OBJETIVO DE EXTENDER LA VIDA ÚTIL DE LOS YACIMIENTOS EN FUNCIONAMIENTO Y LLEVAR AL MÍNIMO LOS RIESGOS DE INVERSIÓN PARA NUEVOS POZOS.

Por Walter Duer

LAS TECNOLOGÍAS para la adquisición de datos de sísmica avanzan a medida que lo hacen las necesidades de las compañías petroleras. Ya no se trata de interpretar un terreno de manera básica, sino de alcanzar el máximo nivel de precisión posible, de maximizar la rentabilidad de cada una de las inversiones de exploración, de alargar la vida útil de los pozos en producción, de revisar instalaciones abandonadas o mal aprovechadas… Con todo esto en mente, las proveedoras de soluciones del sector trabajan en investigación y desarrollo para acercar herramientas cada vez más completas y complejas, que incluyen sísmica 3D avanzada, análisis en 4D y sísmica de banda ancha, entre otras alternativas. Por lo pronto, podemos decir que las empresas de la región ya están habituadas a las tecnologías de sísmica complejas. Andreas Cordsen, presidente y CEO de Gedco, compañía especializada en

el tema con clientes en México, Brasil, Colombia, Venezuela, Perú, Argentina, Bolivia, Surinam y Chile, afirma que "la adquisición de datos de sísmica en 3D ya está madura y bien desarrollada en la región". Para el ejecutivo, "las empresas del sector están consiguiendo nuevo equipamiento para adquisición 3D y de tres componentes, 3C". Sin embargo, "luchan con la implementación, ya que las soluciones de procesamiento están todavía en las fases tempranas y la interpretación termina no siendo tan sencilla como indica la teoría", concluye Cordsen. Cordsen sostiene que "hemos visto adquisición de excelente nivel de productividad en entornos desérticos que, cuando la empresa quiso replicarla en otro ámbito más desafiante, no logró buenos resultados". El ejecutivo explica que en la región es muy común toparse con proyectos que se desarrollan en regiones

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

MAZ (multi-azimutal) utiliza un solo barco y un número limitado de pases diferentes, en busca de un balance entre los recursos usados y la calidad de los datos, mientras que WAZ (Wide Azimuth) emplea múltiples barcos de fuente y de registro y ofrece resultados más precisos.


de jungla o de montaña, donde hay que replantear la estrategia". Este punto tiene particular relevancia, más en estos tiempos en los que la oferta de soluciones tecnológicas de sísmica está en franco aumento y muchas veces se comercializa la ilusión de que una herramienta que funcionó en un terreno debería funcionar en cualquier otro.

Cordsen comenta, por ejemplo, que una tendencia que se visualiza en la adquisición de datos sísmicos es incrementar la densi-dad de receptores y fuentes en un terreno, mediante contadores de canal más largo y un número más grande de receptores por cada fuente. "Esto funciona muy bien y genera mayor precisión, pero en algunos campos dificultosos, como los montañosos, tal vez no existe la posibilidad de incremen-tar ese nivel de densidad", explica Cordsen.

WAZ, MAZ, RAZ, FAZEn el mundo 3D ya se dan nuevos pasos.

Dominique Gehant, director de CGGVeri-tas en México, afirma que una de las gran-des historias de la tecnología para sísmica de los últimos años fue Wide Azimuth (WAZ). "Básicamente, consistió en el movimiento de un pseudo 3D a un 3D real, con benefi-cios como una muestra de los campos de ondas más completa y una mejor ilumina-ción del subsuelo". Para Gehant, "en algunos casos se revelaron por primera vez depósi-tos que habían sido oscurecidos por la com-pleja estructura en la que se hallaban". WAZ es útil también para exploración offshore.“Hicimos la primera investigación con esta tecnología en el golfo de México para Bri-tish Petroleum", señala Gehant, quien sos-

“25 AÑOS EN LATINOAMÉRICA”

SIRVIENDO ALATINOAMÉRICA

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tiene que WAZ fue una herramienta clave para desbloquear las enormes reservas del presal en esas costas, al igual que en las de África Occidental y las halladas hace poco en Brasil. Recientemente, CGG Veritas lanzó el Oceanic Vega, un buque amigable con el medio ambiente, diseñado para pro-yectos de adquisición de sísmica. La compa-ñía, además, adquirió el Oceanic Sirius, que será lanzado a mediados de 2011.

Germán Zuluaga, gerente de ventas de WesternGeco, una empresa de Schlumber-ger, cuenta que últimamente han obtenido adquisición de datos sísmicos no sólo con WAZ, sino también con MAZ (multi-azi-mutal) y RAZ (rich-azimutal). En todos los casos, se persigue "mejorar la imagen sumi-nistrando una solución a los problemas de iluminación asociados con geología com-pleja, tanto en áreas de subsal como subba-salto", comenta. MAZ utiliza un solo barco y un número limitado de pases diferentes, en busca de un balance entre los recursos usa-dos y la calidad de los datos, mientras que WAZ emplea múltiples barcos de fuente y de registro y ofrece resultados más preci-sos. "Este año se ejecutó un proyecto inte-grado de generación de sistema petrolífero con datos sísmicos, electromagnéticos y de procesamiento en las cuencas de Potiguar y Ceará, Brasil”, agrega Zuluaga.

Y para continuar con las siglas termina-das en “AZ”, Zuluaga agrega la full-azimutal, FAZ. "Es un avance reciente: la adquisición de datos de forma circular o Coil-Shooting,con cuyo uso se logra un full-azimut con un solo barco". Si bien el concepto existe desde hace mucho, la tecnología reciente, como la Q-Marine, de WesternGeco, posibilita su puesta en práctica ahora.

La cuarta dimensiónLa importancia de extender la vida y de

maximizar la recuperación de la producción de los campos crece año tras año. En ese sen-tido, la madurez de tecnologías de sísmica de 4D está despertando cada vez mayor interés en el mercado. Patrick Postal, direc-tor de CGGVeritas en Brasil, cuenta que "fir-mamos un acuerdo de cooperación tecnoló-gica con Petrobras y abrimos dos centros, en Macaé y en Río de Janeiro, dedicados al pro-cesamiento de datos sísmicos en 4D origina-dos en unos 15 campos offshore del país, que utilizan workflows avanzados que enlazan la sísmica a simulaciones de reservorios".

Entre otros beneficios, la sísmica en 4D permite estimaciones más precisas de reser-vorios dinámicos y detectar volúmenes


Andreas Cordsen, presidente y CEO de Gedco, afirma que “la adquisición de datos de sísmica en 3D ya está madura y bien desarrollada en la región latinoamericana”.


de hidrocarburos remanentes en zonas que con otras tecnologías debieron analizarse por encima o que, directamente, quedaron sin barrer. De hecho, las empresas del sector demandan cada vez más

este tipo de exploración, ya que un descubrimiento pequeño en un yacimiento operativo puede inclinar la balanza de la ren-tabilidad de la instalación de manera notoria.

Esta tecnología utiliza un método que adquiere, pro-cesa e interpreta investigacio-nes sísmicas repetitivas sobre un campo en producción, para comprender los cambios que se produzcan en el tiempo en el reservorio, lo que permite a los expertos entender característi-cas del subsuelo y observar sus modificaciones mucho más allá de las ventanas limitadas que proveen los pozos.

"Uno de los roles más desta-cados de esta tecnología es que ahora se pueden realizar insta-laciones permanentes con equi-pamiento de vigilancia activa sobre los campos", señala Postal,

y ejemplifica con el Sercel Optowave, cable oceánico de fibra óptica instalado en el mar del Norte, en el campo de Ekofisk, para recoger datos sísmicos cada seis meses durante toda su vida útil y monito-rear el desempeño de sus reservas. En América del Sur, el sistema SeisMovie de la misma compañía funcionó ya para diversos proyec-tos de producción de aceite pesado o de inyección de dióxido de car-bono. "Utiliza un arreglo de receptores para proporcionar informa-ción diaria y monitoreo autónomo que capta efectos sutiles o rápidos

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

producidos en los reservorios, que escapan a los sistemas tradiciona-les”, concluye Postal.

En tierra y marUno de los temas emergentes es la sísmica broadband, o de banda

ancha. "Consiste en la generación, captura y preservación de un conjunto de frecuencias sísmicas mucho más grande, que salta de los tres octavos que conocemos hoy, suficientes para la mayoría de las aplicaciones, al doble", explica Santiago Borthelle, director de CGGVeritas para el oeste de América Latina. En ese sentido, la com-pañía ofrece técnicas como BroadSeis para exploración marina, y EmphaSeis, para tierra. "BroadSeis ya fue desplegada en diferen-tes escenarios geológicos, desde márgenes pasivos en aguas profun-das hasta subsal, pasando por diferentes tipos de anomalías", cuenta Borthelle, quien afirma que se espera tener pronto ambas técnicas en funcionamiento en la región.

Otra tecnología terrestre novedosa es UniQ, de WesternGeco, un sistema de adquisición de sensor único con capacidad para adquirir y procesar proyectos con alto número de canales receptores especí-ficos, que ya fue aplicado en Kuwait. DISCover, por su parte, es una técnica marina que involucra la interpolación de datos adquiridos por dos grupos de cables dispuestos a diferente profundidad. "El objetivo de este diseño es lograr de una manera eficaz datos sísmi-cos 3D con un ancho de banda mejorado, para proporcionar una alta resolución y una mayor penetración de la señal", explica Zuluaga.

¿Alcanzó ya la tecnología de adquisición de datos sísmicos su techo? Por supuesto que no. Los departamentos de investigación y desarrollo trabajan en nuevas propuestas para salvar los desafíos que se presentan. "Algunos hidrocarburos en América Latina se encuentran en rocas carbonatadas, cuyos depósitos tienen un fac-tor de recuperación menor que la de yacimientos de areniscas… En esa dirección hemos orientado muchos de nuestros esfuerzos en los últimos tiempos", cuenta Zuluaga a modo de ejemplo.

Por lo tanto, puede decirse que todas estas innovaciones, más las que estarán asomando en los próximos años, acabarán por revelar absolutamente todos los secretos debajo de la superficie, sea de la tierra o del mar, sin importar cuán ocultos se encuentren.

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Germán Zuluaga, gerente de ventas de WesternGeco, cuenta que últimamente han obtenido adquisición de datos sísmicos no sólo con WAZ, sino también con MAZ (multi-azimutal) y RAZ (rich-azimutal). En todos los casos, se persigue “mejorar la imagen suministran-do una solución a los problemas de ilumi-nación asociados con geología compleja, tanto en áreas de sub-sal como subbasalto”.



Presal: carrera de inversiones por el petróleo en las profundidades del marA PESAR DE ESTAR AÚN INTACTO, A SIETE MIL METROS BAJO LA SUPERFICIE DEL MAR, EL PETRÓLEO DEPOSITADO EN LA CAPA PRESAL YA ES EL COMBUSTIBLE DE UNA CARRERA POR INVERSIONES MULTIMILLONARIAS EN TIERRA FIRME. SIGNIFICA OBRAS DE INFRAESTRUCTURA Y LOGÍSTICA, Y NEGOCIOS EN LOS SECTORES DE EXPLORACIÓN Y DESARROLLO, PORTUARIO, AEROPORTUARIO, INMOBILIARIO, NAVAL Y DE INVESTIGACIÓN TECNOLÓGICA.

POR HERNÁN FEDERICO PACHECO

LAS INVERSIONES EN EXPLORACIÓN de Petrobras y de otras petroleras desencadenarán más de 40 mil millones de reales de recursos en eslabones de la cadena productiva, como construcción de refinerías, máquinas, industrias de plásticos, siderúrgicas y equipos e industria naval. Proyecciones a largo plazo del Instituto de Investigación Económica Aplicada (Ipea) indican que la producción de petróleo de Petrobras debe alcanzar unos 3,9 millones de barriles por día en 2020, de los cuales, 46% provendrán del presal. Ipea estima que, para el desarrollo de la producción brasileña de petróleo, el

INFORME ESPECIAL

presal necesitará cerca de US$82,5 mil millones en el período 2014-2020.

Petrobras anunció la contratación de 84 plataformas y 53 sondas de perfora-ción hasta 2020, entre 504 barcos de apoyo y otros equipamientos. La mayoría de los encargos para la exploración de nuevos campos de producción de petróleo debe ser destinada al presal. Otros US$75.200 millones están previstos para el postsal. Los recursos dependen de la capitalización de Petrobras, que se inició en septiembre. Por cuenta del presal, grandes empresas ins-talan sus centros de investigación. Sólo en

2009 fueron anuncia-dos tres nuevos centros de investigación con esa finalidad por parte de la norteamericana Baker Hughes, de la francesa Schlumberger y de Usi-minas. Todas funciona-rán en el mayor parque tecnológico de América Latina dirigido al sector de petróleo y gas en Ilha do Fundão.

Gracias al presal, el sector petrolero, hasta entonces concen-trado en Río de Janeiro, va a impulsar polos de desarrollo en São Paulo y Espírito Santo. Los valores estudiados por BNDES se refie-ren, sin embargo, sólo a las inversiones ini-ciales del presal, cuyas reservas están esti-madas en cerca de 50 mil millones de barri-les por la Agência Nacional do Petróleo (ANP). Esto indica que el sector continuará creciendo en las inversiones de la economía brasileña.

A lo largo de la última década, la par-ticipación del sector petrolero en el pro-ducto interno bruto (PIB, conjunto de bie-nes y servicios producidos en el país) cre-ció cuatro veces, pasando de 2,5% en 1999 a cerca de 12% este año y debe aumentar aún

El presidente Lula exhibe una muestra del primer crudo retirado de la capa presal del Campo Baleia Franca. (Foto cortesía Petrobras).


más. Mientras tanto, el volumen de petróleo exportado por el país creció 2674% en diez años, llevando la venta de petróleo del lugar 21 de la pauta brasileña en 2001, al segundo lugar este año. La producción brasileña de petróleo deberá crecer por lo menos 126% hasta 2019, mientras que la de gas va a dar un salto de 188%. Ya las reservas brasileñas deben duplicar de tamaño en cuatro años.

Petrobras pretende duplicar sus opera-ciones en logística en los próximos cinco años. El objetivo es acompañar la produc-ción de petróleo de la compañía, que debe pasar de los actuales 2,7 millones de barriles por día a 5,3 millones en 2020, lo que repre-senta un aumento de 7,1% cada año. El presal tiene distintos desafíos: desde largas distan-cias de la costa, hasta limitaciones de despla-zamiento. Petrobras va a apostar por el uso de hubs logísticos, que funcionan como cen-tros de distribución. Eso mejorará las con-diciones de seguridad en las plataformas y reducirá los costos de operación.

El número de pasajeros transportados anualmente por la compañía va a pasar de 800 mil a 1 millón, hasta 2016, y el volumen de carga subirá de 400 mil toneladas por año a 1 millón hasta 2020. También se cons-truirán tres aeropuertos hasta 2016, locali-zados en Campos dos Goytacazes, Santos eItaguaí, en Río de Janeiro, además de otros tres puertos que entrarán en actividad en los próximos años: Ubu, en el litoral norte de Espírito Santo, en 2014; Santos, en 2015, e Itaguaí, que deberá ser concluido en 2016. Petrobras también duplicará el número de embarcaciones en operación a 400 en 2017.

Río, el mayor productor de petróleo del país, responde por 85% de la producción nacional del hidrocarburo. Ese círculo vir-tuoso de inversiones podrá ampliar la parti-cipación fluminense en el producto interno bruto nacional. Hoy, Río responde por 11,2% del PIB del país. Como el estado reci-birá grandes inversiones y el petróleo tiene efectos directos e indirectos importantes, esa participación deberá aumentar en los próximos años. El banco UBS estima que sean necesarias inversiones por US$600 mil millones para extraer petróleo de esa nueva frontera exploratoria, área de la cual 60% está en Río.

Río de Janeiro también tendrá la primera unidad industrial de Brasil para manteni-miento y reparación de turbinas de gene-ración de energía de las plataformas petro-leras. General Electric tiene el objetivo de operar una nueva unidad el año próximo. Hoy las turbinas son retiradas de las plata-formas y enviadas al exterior para manteni-miento, donde permanecen de tres a cuatro meses.

El estudio Decisão 2010-2012, de la Fede-ração das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), establece inversiones por 126,3 mil millones de reales en el estado para tal período. De ese total, 77.100 millo-nes son de iniciativas de Petrobras, 28.600 millones del sector de infraestructura y 20,3 mil millones de la industria de transforma-ción. El sector petroquímico responde por casi 75% de las inversiones de la industria de transformación, destacándose el Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj).

La iniciativa, cuya inversión prevista inicial-mente es de US$85 mil millones, debe entrar en operación en 2013 y aumentar la capa-cidad brasileña de refinación de petróleo pesado, con una consecuente reducción de la importación de derivados y de productos petroquímicos.

Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes y Usiminas preparan centros de investigación para desarrollos tecnoló-gicos

El esfuerzo de Petrobras por llevar empresas a Brasil viene acompañado de otro movimiento en la cadena de proveedores:los que ya están instalados allí se apresuran a montar centros de investigación para desa-rrollar tecnologías específicas para el presal. Hoy, 71 instituciones de 19 estados del país componen las 38 redes brasileñas de tecno-logía.

Para estudiar las dificultades del pre-sal, Petrobras unió diversas áreas en nue-vas investigaciones, aumentó la inversión en investigación y desarrollo y creó dos progra-mas, Prosal y Pro-CO2. Los elevados costos de desarrollo de la producción en el presal incentivaron a Petrobras a investigar mane-ras de abaratar el proceso de construcción de pozos y la mejor forma de optimizar la producción en la región. Los pozos repre-sentan, hoy, más de 50% de los costos del presal. La empresa pretende hacer pozos con mayor contacto con la reserva, que son pozos horizontales, para garantizar mayor eficacia y hacer más económicas sus opera-ciones. Hasta el momento, Petrobras y sus compañeros consiguieron construir pozos verticales con éxito en el presal. El próximo paso será hacer pozos horizontales en Tupí.

En opinión de los ejecutivos de Petro-bras, las principales dificultades de ope-rar en el presal 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 ayuda a la empresa en las operaciones. El posicionamiento de los pozos en las mejores locaciones es determi-nante para alcanzar una mayor productivi-dad, además de la importancia de la adqui-sición sísmica de mayor precisión para tener mejores operaciones y más calidad en el per-fil de la reserva.

La francesa Schlumberger, proveedora de componentes y prestadora de servicios en el área de petróleo, anunció en 2009 la construcción de un centro tecnológico en

INFORME ESPECIAL

Centro de Investigación y Desarrollo Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), en la Ilha do Fundão, Rio de Janeiro.(Foto cortesía Petrobras).


Río, donde están Cenpes (centro de inves-tigación de Petrobras) y UFRJ. A media-dos de septiembre la francesa informó que ampliará el centro después de su conclu-sión. Inicialmente, la unidad tendrá un área de 120 mil metros cuadrados y cerca de 100 operarios, pero en el futuro los números pueden pasar a 220 mil metros cuadrados y a un contingente de 300 profesionales.

Schlumberger enfocará su actuación en el desarrollo de nuevas tecnologías para petróleo y gas en el país, en tres áreas: desa-rrollo de software de geociencias para el sector de exploración y producción; nue-vas tecnologías para desafíos de producción y caracterización de las reservas en el pre-sal, y creación de un centro de excelencia en procesamiento e interpretación geofísica, con tecnologías 4D y mediciones sísmicas y electromagnéticas.

La estrategia de la empresa será desple-gada también en nuevos acuerdos tecnoló-gicos con Petrobras y con la academia, siem-pre enfocada en sus estudios multidiscipli-narios. Esto se está desarrollando en su base de operaciones en Macaé. La unidad cuenta con un centro integrado, donde se desa-rrollan investigaciones en diferentes áreas, como estudios de riesgo y optimización de perforación. La base de operaciones subma-rinas, presupuestada en 70 millones de rea-les, fue inaugurada en julio de este año. La nueva sede absorbe las cuatro bases opera-cionales que la empresa tiene en el munici-pio, unificando las áreas de administración, logística, mantenimiento y laboratorios. La unidad tiene capacidad para albergar hasta 1350 operarios.

También está ya en la fila para construir sus laboratorios su competidora norteame-ricana Halliburton. Uno de los acuerdos de Petrobras con esta empresa se refiere a la investigación de tecnologías para determi-nar la contaminación de fluidos; la simu-lación en laboratorio de la producción de pozos, y la cimentación en formaciones de sal y gas carbónico (CO2). En el área de duc-tos, la francesa Technip y la italo-argentina Tenaris Confab también decidieron cons-truir sus centros de investigación en Brasil.

Landmark Software, empresa del grupo Halliburton, lanzó a mediados de agosto en Río de Janeiro una plataforma de trabajo unificada para el procesamiento de módu-los y aplicaciones para la evaluación y desa-rrollo de proyectos de E&P. La propuesta de la empresa fue crear un ambiente donde miembros de un mismo equipo puedan tra-bajar simultáneamente en la interpretación

de superficies subacuáticas. El software mejora la toma de decisión de los equipos en la medida que incontables usuarios operan en un ambiente de colaboración con múl-tiples fuentes de datos. El software puede utilizarse con prácticamente todas las apli-caciones del mercado para análisis e inter-pretación geofísica, geológica, modelación subacuática y tratamiento de fracturas.

Muchos de los laboratorios ya instala-dos en la Ilha do Fundão - y algunos de los que vendrán– cuentan con la asociación a Coppe. La siderúrgica Usiminas es otra de las que abrirá un centro tecnológico al lado de Cenpes, de Petrobras, para desarrollar aceros especiales dirigidos a la construcción naval. Wellstream, de ductos y otros equipos submarinos, y Clarent, de productos quími-cos para combatir la corrosión, también pre-tenden abrir unidades de investigación en la Ilha do Fundão.

En acuerdo con Cenpes, la alemana Schulz exhibió en la Feria Rio Oil and Gas el primer tubo rígido bimetálico destinado a ambientes de presal. El equipamiento fue desarrollado a partir de un acuerdo de

cooperación tecnológica con el centro de investigaciones de Petrobras. El desarrollo del equipo se hizo en Brasil y demandó cinco años de estudios e investigaciones. El tubo bimetálico está disponible en diámetros de 4” a 12”. Se podrá utilizar en el desarrollo del área de Tupí Nordeste, localizada en el clus-ter de la Cuenca de Santos.

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 tecno-logía ESP es importante para aumentar la producción de los campos de aguas ultra-profundas y producir en los yacimientos de crudo pesado del país. Extensos test de pre-calificación de estos complejos sistemas son necesarios para verificar la integridad mecá-nica, hidráulica y eléctrica de las soluciones ESP para cada uso específico.

Radiografía de negocios Una radiografía del perfil de las empre-

sas y de sus negocios estratégicos muestra que las estatales de petróleo de China y de Corea del Sur deberán liderar las inversio-



INFORME ESPECIAL

nes extranjeras en la exploración del presal brasileño. Las empre-sas estatales y las grandes compañías de Europa, como la britá-nica BP y la anglo-holandesa Shell, tienen el capital suficiente para la demanda de presal. Sin embargo, las compañías europeas están hoy interesadas en explorar fuentes no convencionales, como el gas shale o las arenas petroleras. Algunas atraviesan un momento turbu-lento - como es el caso de BP, con las consecuencias del derrame de petróleo en el golfo de México.

Shell colocó a la venta su participación en algunos bloques de exploración y producción de petróleo y gas en el continente ameri-cano, entre ellos parte de su participación en el bloque presal. Según la empresa, los recursos obtenidos serán usados para apoyar el pro-grama global de inversión de Shell. En total, serán cuatro bloques en Brasil, tres localizadas en la Cuenca de Santos y uno en Espírito Santo. El más importante es BM-S-8, que tiene el prospecto Bem-te-vi, en el presal. Shell posee 20% del área, que es operada por Petro-bras y posee aún participación de Petrogal (14%).

La compañía también va a deshacerse de parte de los bloques BM-S-45, en los que posee participación de 40%, y que también cuenta con Petrobras como operadora, y de BM-ES-28, del cual es operadora con 82,5%, en asociación con Vale. Existe aún la dispo-sición de negociar parte de su concesión en BS4 (campos Oliva y Atlanta), en el que Shell es operadora con 40%, en asociación con Petrobras (40%) y Chevron (20%).

Ya las empresas estatales de petróleo invierten prioritariamente en adquirir reservas que les garanticen el abastecimiento futuro. Y

ese es exactamente el perfil de la iniciativa a ser ofrecida en el presal brasileño. El resorte propulsor de esas empresas no es sólo el lucro. Las estatales de países donde la producción ya no suple la demanda o no la va a suplir, están más dispuestas a desembolsar dinero en el corto plazo para garantizar la seguridad de suministro energético en el futuro.

Ventaja diplomática. El año pasado, las empresas estatales chinas lideraron las inversiones en petróleo fuera de su país, con un total de US$16 mil millones. Las grandes empresas europeas se quedaron en segundo lugar en ese escalafón, con US$5600 millones. En seguida, las coreanas, con US$5250 millones.

En los últimos tres meses, las empresas chinas cerraron negocios en valores diez veces mayores que las inversiones realizadas en Bra-sil en los últimos tres años. Este año, los chinos anunciaron US$20 mil millones entre inversiones y préstamos para Petrobras. Se prevé que el valor llegue a US$25 mil millones a finales de año.

Las estatales tienen otra ventaja sobre las compañías privadas: la diplomática. Cuando el gobierno brasileño negocia con Sinopec (China Petroleum and Chemical Corporation), está necesariamente negociando también con el gobierno de aquel país. Esto ejerce un impacto en la relación. Las estatales chinas cuentan con reglas de repatriación de capital que les son favorables desde el punto de vista de la tributación. Eso es importante para que la empresa estructure sus operaciones y disponga del aliento necesario para hacer nego-cios que llegan de US$2 a US$3 mil millones, como será necesario en el presal.

Los 7500 metros de profundidad: ¿viabilidad de una nueva frontera?

La estrategia de las empresas de ir cada vez más a fondo en la explotación de petróleo puede llevar al gobierno brasileño a ampliar el mapa del presal. En perforación récord en el país, Repsol explora un pozo con el objetivo de alcanzar 7500 metros de profundidad, en un área que aún no es considerada presal por la Unión, pero sí por la empresa española y por los especialistas del sector. Paralelamente, Shell, Anadarko y Petrobras hacen descubrimientos bajo la capa de sal lejos de Tupí, localizado en la camada Picanha Azul, en la Cuenca de Santos, donde todos los bloques ya explorados presentaron indi-cios de hidrocarburos.

Las nuevas tecnologías experimentadas por la industria petro-lera en esta década, además de los elevados precios del petróleo, esti-mularon a las empresas a perforar cada vez más fondo y, consecuen-temente, a encontrar petróleo en nuevas regiones. Sísmicas en ter-cera dimensión, materiales más resistentes, taladros mayores en las sondas hacen la diferencia de las actividades exploratorias.

Repsol apuesta a la existencia de petróleo debajo de una capa de sal que puede superar los 3 mil metros de espesor en el bloque ES-T-737, localizado entre la Cuenca de Campos y Espírito Santo, cerca de 87 kilómetros al nordeste de Jubarte, campo con reservas abajo de la capa de sal localizada al sur de Espírito Santo, próximo al límite de lo que actualmente es considerado presal. Detalle: en Tupí y en la mayoría de las áreas ya conocidas del presal, la capa de sal posee una media de dos mil metros. Antes de alcanzar la espesa capa, la sonda Stena Drill Max, que está perforando el bloque de Espírito Santo, recorrió una lámina de agua de 2160 metros y atravesó un tramo de casi 2 kilómetros de sedimentos y rocas marinas en la capa del postsal.

Repsol comenzó a perforar el bloque en febrero, pero por pro-blemas mecánicos (natural por su profundidad), tuvo que inte-

FPSO Cidade de São Vicente - campo Tupí. (Foto cortesía Petrobras).


rrumpir la actividad y reini-ciarla en otro pozo. Un resul-tado positivo de Repsol en el bloque ES-T-737 puede hacer que el gobierno cambie el mapa del presal. El polígono del pre-sal, área bajo concesión conside-rada hasta ahora, va del norte de Santa Catarina al sur de Espírito Santo.

Si ocurrieran, los cambios en el mapa del presal no van a interferir en el derecho de exploración y producción de las áreas ya licitadas, como el blo-que de Repsol, pero pueden ser consideradas por el gobierno a la hora de definir las futu-ras licitaciones de petróleo. El

mos 10 años. Si no hubiera un mayor esfuerzo de todos los involucra-dos, esa generación podría caer a sólo 400 mil empleos en el sector. La agenda con las directrices para el sector de petróleo tiene como base un estudio encomendado a la consultora Booz & Company, que identifica las trabas y presenta soluciones para que el país potencie los beneficios generados por el gran volumen de los encargos de bie-nes y servicios que sean demandados para la exploración del presal y del postsal.

La demanda estimada de equipamientos tiene en cuenta sólo la explotación de los campos ya concedidos del presal, con capacidad de producir 1 millón de barriles/día, en 2016, pasando a 1,5 millones en 2018, y a 1,8 millones de barriles/día en 2020. Entre las 10 mayo-res empresas productoras de petróleo del mundo, sólo Petrobras y PetroChina consiguieron aumentar sus reservas, que comienzan a estancarse en la mayoría de los otros países. La perspectiva de nue-vos y prometedores descubrimientos explica por qué compañías privadas como Chevron, Statoil, OGX, Odebrecht, Shell, Petrogal, Queiroz Galvão y Repsol deberán invertir US$26 mil millones en el presal.

Entre los equipamientos demandados estarán los petroleros y navíos de apoyo, unidades productoras, sondas y equipos de sísmica. Habrá un movimiento en toda la cadena de producción de sistemas de sustentación y movimientos de cargas, generación y transmisión de energía, circulación de fluidos, separación de lodo, seguridad de pozos, seguimiento, quemadores, ventilación y anclaje. Hasta 2020, la demanda de acero para el presal será de 1,8 millones a 2 millones de toneladas, además de 70 mil a 80 mil toneladas de tubos, de 100 mil a 120 mil válvulas, de 350 a 400 propulsores e igual número de generadores y de 5 mil a 6 mil kilómetros de cabos eléctricos. Hoy, la cadena offshore genera 75 mil empleos directos y más de 350 mil indirectos, en segmentos tan variados como la siderúrgica, las telecomunicaciones y la hotelería. Para llegar a los 2 millones de empleos, la industria brasileña tendrá que competir en precio, tec-nología, calidad y plazos de entrega con los proveedores globales.

Algunas de las empresas que mayores negocios realizarán con el presal

Odebrecht Óleo e Gás, Lupatech, Confab, Grupo Açotubo, Tech-nip y Usiminas estarían entre las empresas beneficiadas con inver-siones de la estatal brasileña. Odebrecht Óleo e Gás pretende inver-

gobierno va a escoger áreas de elevado potencial en el presal y con-sideradas estratégicas para las licitaciones de reparto. El bloque de Repsol está próximo a un área donde Petrobras ya descubrió petró-leo, lo que alimenta las oportunidades de la compañía en la perfora-ción de un pozo de 7500 metros. El descubrimiento de Petrobras en esa región, en el bloque ES-M-590, fue comunicado a la ANP en abril del año pasado. La profundidad del pozo llegó a 6375 metros.

Aún más lejos de los límites del polígono del presal, Petrobras también estaría intentando encontrar petróleo debajo de la sal en Bahía y en Sergipe. En la cuenca del Jequitinhonha, la estatal per-foró el BM-J-3. En Sergipe, la formación sedimentaria del campo productor de Carmópolis lleva a los geólogos a la conclusión de que las áreas adyacentes también pueden guardar reservas de petróleo abajo de la sal, como la que el área ya produce. Petrobras está perfo-rando el bloque Seal-100, en esa cuenca, con el objetivo de alcanzar una profanidad de 3462 metros. El espesor de la capa de sal varía de región a región. Si en Tupí posee 2 mil metros y en el bloque de Rep-sol puede pasar los 3 mil, en Jubarte (ES) no llega a los 800 metros.

El polígono del presal fue diseñado con base en estudios geológi-cos, descubrimientos y sísmicas que muestran mayor probabilidad de existencia de petróleo bajo la capa presal en esta región, en rela-ción con las otras esparcidas por el país. Un detalle olvidado puede explicar la ocurrencia de sal fuera del trazado: la edad de las rocas. De Santa Catarina hasta las cuencas de Sergipe y Alagoas, el tiempo de deposición sedimentaria es el mismo, de unos 125 millones de años.

Onip y las directrices de la producción local de la industria brasileña

Previendo inversiones por US$400 mil millones en el área de exploración de petróleo offshore en los próximos diez años, la Orga-nização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) lanzó una carti-lla con diez directrices que apuntan soluciones para evitar que los cuellos de botella del sector comprometan el escenario optimista. El presal genera, a priori, condiciones para que la industria brasi-leña dé un salto. Si los cuellos de botella se solucionan existirán las condiciones para ampliar en cinco veces la previsión de generación de empleos. La efectiva capacitación de la industria brasileña de materiales, equipos y servicios para atender a la demanda offshorepodrá generar hasta dos millones de nuevos empleos en los próxi-

La plataforma SS-11 Atlantic Zephyr extrae el primer crudo de las áreas de Tiro y Sídon, en la Cuenca de Santos. (Foto cortesía Petrobras).


INFORME ESPECIAL

tir US$3500 millones entre 2011 y 2013 para expandir su actuación en Brasil. El prin-cipal foco será el contrato de flete de plata-formas de perforación, pero ya hay equipos en preparación para futuras licitaciones de Petrobras por unidades de producción. Este año comienza la operación para Petrobras. Fue cerrado un contrato por siete años para Norbe VI, la primera plataforma semisu-mergible de las cinco unidades de perfora-ción que serán destinadas a la estatal. La uni-dad, con capacidad de perforar en lámina de agua de hasta 2400 metros, está en la fase final de construcción por la holandesa SBM, en Abu Dabi, Emiratos Árabes, y arri-bará a Brasil a finales del año. El costo es de US$600 millones, de un total de US$3,4 mil millones invertidos por la compañía desde 2006 en la construcción de sondas.

La proyección es que otras cuatro unida-des construidas en el astillero surcoreano Daewoo Shipbuilding & Marine Enginee-ring (DSME) estén operando para Petro-bras -en esos casos con contratos de diez años– a partir de 2012, cuando los ingresos de Odebrecht superen los US$1000 millo-nes, contra los actuales US$150 millones por año. Además de las nuevas sondas, la empresa espera el crecimiento de los servi-cios prestados para las operaciones de diver-sas petroleras en la Cuenca de Campos, con soluciones de ingeniería y operación de plataformas. En 2012, la previsión es que el número de operarios alcance los 2 mil, el doble del actual.

La compañía, que acaba de lanzar un nuevo logo marca, espera cerrar los próxi-mos meses la estructura de financia-ción de las dos últimas sondas de perfora-ción ya contratadas por Petrobras. Ade-más de Norbe VI, ya se trata la financiación estructurada de Norbe VIII y Norbe IX, que comenzarán a operar el próximo año. Ambas están siendo producidas para operar en aguas profundas de hasta 3000 metros. En todos los casos fue usada una estructura de “Project finance” con el apoyo de un poolde bancos y parte del capital propio. Ahora, la empresa pretende replicar el sistema para financiar ODN I y ODN II, que comenzarán a operar en 2012.

Lupatech, por su parte, produce válvulas y equipamientos para la industria del petró-leo. Es una empresa que pasó por un proceso de crecimiento y diversificación de la acti-vidad. Desde 2000, cuando asumió el con-trol de MNA, una tradicional empresa del sector metalúrgico que fabricaba válvulas, hasta hoy, aumentó la facturación más de 15

veces, de 47 millones de reales a 627 millo-nes de reales, y el número de operarios, que de 573, llegó a casi 3 mil. La compañía debe ser una de las más favorecidas por el pro-yecto de inversión de Petrobras, por más de 200 mil millones de reales, en los próximos años. Lupatech ya anunció acuerdos con Petrobras que deben tener ingresos por 1,5 mil millones de reales en los próximos cinco años. Para ejecutar los trabajos en el pre-sal, Lupatech también contratará vehículos operados de manera remota, ROV, por sus siglas en inglés, especie de minisubmarinos comandados desde la superficie para reali-zar trabajos a grandes profundidades.

Después de suscribir un contrato más con Petrobras, Lupatech alcanzó una car-tera récord de pedidos firmas (backlog) de 2500 millones de reales a realizarse hasta 2017. De ese total, 466 millones de reales serán convertidos en ingresos en los próxi-mos 12 meses. A fines de marzo, Lupatech creó su filial de servicios petroleros, enfo-cada en la prestación de servicios de inter-vención en pozos e inversiones iniciales por US$16 millones.

La empresa también tiene un contrato con Finep, agencia federal para el financia-miento de estudios de ciencia y tecnología, para inversiones en proyectos de innovacio-nes tecnológicas, dentro del Projeto Inova Brasil. Los recursos están destinados prin-cipalmente al desarrollo de soluciones para los campos petroleros en la capa del presal. Entre los proyectos están los revestimien-tos internos poliméricos para tubos de pro-ducción de petróleo; el desarrollo de mate-riales poliméricos para cierre de fluidos; el desarrollo de producto para manejo y segui-miento de fluidos, y el desarrollo sustentable de sistemas de anclaje en aguas profundas.

Además de Lupatech, también debe beneficiarse directamente del plan de inver-siones de Petrobras, Confab, empresa de Tenaris en Brasil, que produce tubos de acero. La empresa, que trabajó con provee-dores de materias primas en el desarrollo de soluciones para aguas profundas, sumi-nistra tubos para revestimiento de pozos –tubos OCTG, Oil Country Tubular Good–, y accesorios, productos de alta resistencia a la corrosión e impactos, ideales para aplica-ciones extremas en aguas ultraprofundas y en ambiente ácido. Un nuevo revestimiento térmico fue desarrollado para atender a la demanda cada vez mayor de explotación en aguas profundas en Brasil. Mientras más profundo es el pozo, menor la temperatura del ambiente, fenómeno que aumenta la vis-

cosidad del petróleo y dificulta su bombeo. En mayo, por ejemplo, la empresa cerró un contrato para suministrar tubos de acero para pozos y refinerías de Petrobras por un valor de 780 millones de reales.

Este año, Confab invirtió 37 millones de reales. Los principales gastos fueron en el ultrasonido de la usina de tubos, por un valor de 16,8 millones de reales. Difícil-mente los encargos para atender al presal se reflejen en la facturación para este año y los próximos dos. Los nuevos pedidos pueden generar ingresos en 2013 y 2014.

Entre las compañías sin conexión directa con Petrobras, pero que también deben ganar con el presal, se destaca Usiminas, al ser la siderúrgica productora de chapas de acero gruesas, con condiciones técni-cas para soportar presiones de aguas pro-fundas. De cara a las oportunidades que deberán surgir con la contratación de pla-taformas y navíos destinados al presal, Usi-minas pretende invertir US$400 millones a fin de producir un tipo de acero especial para actuar en condiciones desfavorables como las de estas regiones. Desde agosto, la empresa comenzó a fabricar anualmente 300 mil toneladas de este tipo de acero, más resistente a las fisuras en profundidades elevadas, para atender principalmente la demanda de Petrobras. La idea es elevar este volumen gradualmente hasta 500 mil tone-ladas anuales en 2012. El volumen proyec-tado para ser producido en la unidad de Ipa-tinga sería suficiente para la construcción de hasta diez plataformas equivalentes al pro-yecto piloto que será instalado en Tupí, con capacidad para 100 mil barriles por día, pero la unidad también deberá destinar este tipo de acero para refinerías y ductos.

El acero especial representará un cuarto de la cantidad producida por la compañía en la actualidad para atender a este sector. La tecnología es importada de la siderúr-gica japonesa Nippon Steel. Para aumentar la resistencia del acero, la empresa reduce el contenido de fósforo de su composición, en un proceso caro, que acarrea un costo más elevado para las plataformas. Dentro de cinco a diez años el acero perderá espa-cio en la industria petrolera. La explotación del presal va a provocar una sustitución de tecnología que reducirá los costos de pro-ducción. El objetivo es aumentar el empleo de resinas y fibras de vidrio o carbono en los tubos que transportarán el petróleo de los pozos a las plataformas. Esos materia-les ofrecen ventajas sobre el acero, como la mayor levedad y resistencia a la corrosión.


El petróleo del presal tiene un elevado nivel de gas carbónico que, asociado al agua salada, causa una acelerada corrosión metálica. Petrobras está invirtiendo en el desarrollo de nuevas cañerías flexi-bles, sin ningún metal. La investigación se realiza con universida-des federales y empresas extranjeras. Aunque el costo inicial de las fibras de vidrio y carbono no siempre es menor que el del acero, esos materiales pueden viabilizar sistemas de producción más eficientes para aguas ultraprofundas, que serían potencialmente más econó-micos en el horizonte de 25 años de operación.

El presal llega a más de 7000 metros. En esas localizaciones, los tubos de acero se hacen muy pesados para que la plataforma los sos-tenga. La función del acero es resistir las elevadas presiones interna y externa, las corrientes marinas y el movimiento de la plataforma. El desafío es sustituirlo por fibra en la capa estructural del tubo.

La importancia del mercado brasileño en el escenario mundial lleva la responsabilidad de profesionalizar cada vez más las diversas etapas de la cadena petrolera. Una de las áreas que está recibiendo mucha atención es la malla de ductos. De suma importancia en las plataformas, las mejorías que se aplican han mejorado costes de pro-ducción y auxiliado en la prevención de accidentes. Inversiones en la capacitación de personal también avanzaron en el sector.

Technip, que actúa en el ramo de ingeniería en la industria, está invirtiendo cerca de 60 millones de reales en su expansión. Parte de estos recursos serán destinados a la instalación de una base en el municipio de Angra dos Reis. La previsión es que esta base, la ter-cera de la empresa (en Victoria y Macaé están las otras), entre en operación en 2014. La francesa actúa en la elaboración de proyec-tos para la construcción de plataformas, algunas construidas junto con el astillero Brasfels P-52. Actualmente elabora un proyecto para la construcción de la P-56. También produce tubos flexibles (rises)que conectan el pozo en el fondo del mar hasta la plataforma. Eso sin mencionar que la empresa también opera con una flota de 10 navíos de apoyo offshore.

Technip cerró una asociación con Petrobras para desarrollar un sistema Integrated Production Bundle (IPB) para el campo Papa Terra, en la Cuenca de Campos. El equipo será usado para la mitiga-ción del riesgo en la partida de producción del área. El IPB contem-pla la utilización de una línea flexible con calentamiento. El campo contará con 13 pozos productores, diez pozos inyectores de agua y un pozo inyector de gas natural. Petrobras aprovechará un pozo exploratorio para hacer reinyección de gas natural.

Otra empresa francesa, Imeca, fabricante de torres para lan-zamiento de ductos offshore, estudia la instalación de una planta en Brasil. El primer suministro de la compañía en ese país fue con-cluido a finales de 2009, con la entrega de una grúa para 400 tonela-das y capacidad de lanzamientos de líneas a 2500 metros de profun-didad. El equipo fue instalado en el barco Skandi Vitória, de Technip.

Mientras tanto, Usiminas invierte este año 28,9 millones de rea-les en la implantación de un centro de investigación siderúrgica en el Parque Tecnológico de la Ciudad Universitaria, y las pruebas serán realizadas en el Laboratorio de Ensayos No Destructivos, Corrosión y Soldado, uno de los más modernos del mundo. Las investigaciones y las pruebas sobre el acero y el soporte para los problemas de corro-sión serán realizados en conjunto con el Centro de Investigación de Petrobras (Cempes).

Usiminas espera elevar en 3 millones de toneladas la capacidad de producción de aceros planos en los próximos dos años, con el fin de llegar a 10 millones de toneladas anuales y garantizar el sumi-nistro para las necesidades de la cadena de petróleo y gas. El prin-

Los desafí os principales se encuentran en cinco áreas

>>Caracterización e ingeniería de reservas: interpretación de la sísmica, caracterización interna de las reservas, factibilidad técnica de la inyección de gas y agua para recuperación secundaria y geomecánica de las rocas adyacentes en la práctica de depleción.

>>Perforación de pozos: desvíos de pozos en la zona salitre y gerencia del CO2, altamente corrosivo para los materiales.

>>Ingeniería submarina: clasificación de los risers (cañerías flexibles que llevan petróleo y gas del pozo a las plataformas) para operación en profundidades de 2200 metros, considerando el CO2 y la elevada presión.

>>Unidades flotantes de producción: fondeado de las unidades, considerando la profundidad de 2200 metros, y conexiones con el sistema de risers.

>>Logística para el gas asociado: el desarrollo de los materiales para equipos expuestos a flujos gasíferos con elevadas concentraciones de CO2 y de ductos con más de 18 pulgadas en una profundidad de 2200 metros, además de la dificultad de penetrar el gas producido a cerca de 200 kilómetros de la costa.

cipal desafío tecnológico para el presal será el gran volumen de pozos que deberán ser perforados. Las soluciones destinadas a redu-cir la corrosión serán una pieza clave en el desarrollo de los produc-tos, con la utilización de acero forjado con revestimiento de ligas de níquel en amplia escala.

El Grupo Açotubo, el mayor distribuidor de tubos y aceros de Brasil, debe inaugurar una nueva usina en Guarulhos, São Paulo, para atender la demanda por soluciones de suministro para el presal. Hoy, 60% de la facturación del Grupo Açotubo procede de los nego-cios con Petrobras. Artex es una de las cinco mayores distribuidoras de acero inoxidable en Brasil y, a través de la empresa, el Grupo Aço-tubo está ampliando la prestación de servicios en la cadena produc-tiva de aceros inoxidables. El Grupo Açotubo informa que el presal ya está creando demanda para varios segmentos, como reforma de plataformas, construcción de navíos y nuevas refinerías, entre otros.

Presentación de los polos de producción de la Bahía de Santos. (Foto cortesía Petrobras).


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