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El pozo 1-BP-13-SPS alcanzó 5.855 metros de profundidad total en la Cuenca de Santos y confirmó una columna bruta de 1.000 metros de hidrocarburos en un reservorio carbonático de alta calidad, con un área superior a 300 km².
En las profundidades oscuras del Atlántico Sur, a casi 2.400 metros por debajo de la superficie del océano y a más de 5.800 metros por debajo del fondo del mar, ingenieros de BP (British Petroleum) — una de las mayores petroleras del mundo, con sede en Londres y más de 50 años de actuación en Brasil — perforaron capas de roca con cientos de millones de años para encontrar algo que el sector petrolero global no veía hace mucho tiempo: un reservorio gigante de hidrocarburos, escondido bajo el pre-sal de la Cuenca de Santos.
El resultado fue el Campo Bumerangue — y el anuncio que siguió sacudió los mercados de energía de todo el mundo.
El descubrimiento que nadie esperaba de esta magnitud
El 4 de agosto de 2025, BP comunicó al mercado lo que sus propios ejecutivos clasificaron como el mayor descubrimiento de la empresa en 25 años — desde el campo de Shah Deniz, en el Mar Caspio, en 1999. El pozo exploratorio 1-BP-13-SPS, en el bloque Bumerangue, ubicado a 404 km de la costa de Río de Janeiro, atravesó una columna bruta de hidrocarburos de aproximadamente 1.000 metros — siendo 100 metros de petróleo y 900 metros de gas-condensado rico en líquidos.
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Para tener noción de la escala: los mayores campos gigantes del pre-sal, como Tupi y Búzios, presentan columnas de hidrocarburos entre 200 y 300 metros. Bumerangue tiene el triple de eso.
El área del reservorio supera 300 km² — equivalente al tamaño de la ciudad de Fortaleza — en un reservorio de carbonato pre-sal de altísima calidad, exactamente el tipo de roca que generó los mayores campos de la historia de Brasil.
Lo que hace de Bumerangue un desafío de ingeniería extrema
Profundidad que pocos pozos en el mundo alcanzan
El pozo fue perforado con 5.855 metros de profundidad total, en aguas con una lámina de agua de 2.372 metros. Esto significa que la sonda operó bajo presiones colosales y temperaturas extremas, en condiciones que ponen a prueba los límites de los equipos más avanzados del sector.
La ingeniería offshore en aguas ultraprofundas como esta requiere tecnología de punta en cada componente: cabezas de pozo sumergidas, risers flexibles, sistemas de control electrónico a distancia y plataformas FPSO capaces de procesar petróleo a kilómetros de la costa, sin conexión con tierra firme.
El problema del CO₂ que puede definir el futuro del campo
Los primeros resultados de la sonda revelaron un dato que generó atención inmediata en los círculos técnicos: niveles elevados de dióxido de carbono (CO₂) en el reservorio. Se trata de un desafío clásico y crítico del presal brasileño.
Análisis de laboratorio posteriores confirmaron la presencia del gas, pero BP evaluó que, por la presencia de líquidos en toda la columna y por las propiedades de roca de alta calidad, el CO₂ puede ser gestionado con tecnología adecuada de separación y reinyección.
Los expertos recuerdan que el campo de Libra, con 40% de CO₂, está en producción — mientras que Júpiter, con 80%, sigue paralizado. El contenido exacto de Bumerangue aún está siendo medido, y ese número será determinante para la viabilidad económica del campo.
BP en Brasil: una apuesta estratégica a largo plazo
El descubrimiento de Bumerangue no es aislado. Refleja una reorientación estratégica de BP — que, tras años invirtiendo en energías renovables bajo el lema «Beyond Petroleum», volvió el enfoque hacia combustibles fósiles a partir de 2024, presionada por fondos activistas como Elliott Management y por resultados financieros por debajo de lo esperado.
La empresa posee el 100% del bloque Bumerangue, adquirido en diciembre de 2022 en el 1º Ciclo de la Oferta Permanente de Partilha da Produção de la ANP, con términos comerciales que destinan 5,9% del excedente en petróleo a Brasil tras la recuperación de los costos. La Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) actúa como gestora del contrato de partilha en nombre de la Unión.
El vicepresidente ejecutivo Gordon Birrell fue directo: «Nuestra ambición es explorar el potencial de establecer un hub de producción significativo y ventajoso en el país.» La empresa ya planea para 2026 la perforación del bloque Tupinambá, y las actividades de evaluación en Bumerangue deben comenzar en 2027, sujetas a la aprobación regulatoria.
Lo que viene a continuación — y por qué Brasil debe seguirlo
Bumerangue aún está en fase exploratoria. No hay FID (Final Investment Decision) aprobado, y analistas de XP Investimentos estiman que el proceso completo — desde la delimitación hasta el primer petróleo — puede llevar entre 5 y 8 años. El campo, si se desarrolla, requerirá la construcción de plataformas FPSO, ductos submarinos y sistemas de reinyección de CO₂ en profundidades extremas.
Lo que está en juego va más allá de los números de BP: Bumerangue señala que el presal de la Cuenca de Santos aún guarda sorpresas colosales, y que la carrera por las reservas más profundas del Atlántico Sur está lejos de terminar.
Brasil tiene el petróleo. La ingeniería tiene el desafío. Resta saber quién tendrá la tecnología — y la velocidad — para transformar este gigante dormido en producción real.
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