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Con producción aplazada para 2028, el proyecto de Petrobras en la Cuenca de Sergipe-Alagoas avanza con la licitación de dos nuevos FPSOs para explorar las mayores reservas de gas del país.
De acuerdo con datos de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), la nueva frontera de gas natural del país se encuentra en la Cuenca de Sergipe-Alagoas. Es allí donde se encuentra el proyecto Sergipe Águas Profundas (SEAP), que alberga el mayor campo de gas natural de Brasil en volumen contenido, el campo de Cavala. Este proyecto representa un parteaguas para la seguridad y transición energética del país.
El inicio de la producción, antes previsto para 2024, se ha aplazado y ahora tiene un nuevo horizonte: a partir de 2028. La modificación en el cronograma refleja la complejidad del proyecto, que ahora avanza con el proceso de licitación para contratar dos nuevos buques-plataforma (FPSOs) para viabilizar la operación en aguas ultraprofundas.
La dimensión de las reservas en la Cuenca de Sergipe-Alagoas
Los descubrimientos en la Cuenca de Sergipe-Alagoas fueron anunciados por Petrobras a lo largo de la última década. La ANP confirmó el inmenso potencial del área, que se ha convertido en la nueva gran apuesta para la producción de gas en Brasil.
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El proyecto Sergipe Águas Profundas engloba un conjunto de cinco campos: Agulhinha, Budião, Cavala, Palombeta y Aracelis. Entre ellos, Cavala se destaca por poseer el mayor volumen de gas natural contenido. Una característica importante es que se trata de gas no asociado, es decir, el gas es el producto principal, a diferencia de los campos del pre-sal de la Cuenca de Santos, donde el gas está mayoritariamente vinculado a la producción de petróleo.
Producción a partir de 2028 y la licitación de los FPSOs
El inicio de la producción del proyecto Sergipe Águas Profundas fue uno de los temas más esperados por el sector energético. Sin embargo, el cronograma inicial fue revisado. Petrobras confirmó que el proyecto fue aplazado, con el inicio de la producción ahora previsto para comenzar a partir de 2028.
La principal razón para el aplazamiento es la complejidad en la contratación de las unidades de producción. En lugar de una única plataforma, el plan actual prevé la contratación de dos nuevos buques-plataforma (FPSOs) para la región. El proceso de licitación para estas dos unidades está en marcha, y se espera que los contratos se cierren para viabilizar el nuevo cronograma. Es importante aclarar que los FPSOs P-78 y Alexandre de Gusmão, anteriormente asociados al proyecto en informaciones desactualizadas, fueron, en realidad, destinados a otros campos en el pre-sal de la Cuenca de Santos (Búzios y Mero, respectivamente).
La infraestructura prevista: del fondo del mar al continente
La infraestructura para evacuar la producción del mayor campo de gas natural de Brasil y su entorno será monumental. El gas producido en los campos del SEAP será transportado por un gasoducto de 128 kilómetros de extensión, que conectará los futuros FPSOs a la costa sergipana.
De este total, 115 km estarán en el mar y 13 km en tierra. El destino final del gas será la Unidad de Tratamiento de Gas (UTG) de Candeias, ubicada en el municipio de Carmópolis (SE). Es en esta unidad donde el insumo será procesado y preparado para ser inyectado en la red de gasoductos nacional.
Los desafíos de la exploración y la asociación con TotalEnergies
La exploración en la Cuenca de Sergipe-Alagoas está marcada por desafíos tecnológicos significativos. La principal dificultad es la profundidad de las aguas, que alcanzan hasta 2.950 metros, y las características de los reservorios, que exigen equipos de punta.
Para viabilizar la producción, Petrobras aplicará tecnologías avanzadas, incluidos sistemas submarinos de recolección y equipos resistentes a altas presiones. La inversión total en el proyecto se estima en 5 mil millones de dólares. El proyecto es una asociación entre Petrobras, que es la operadora con un 75% de participación, y la empresa francesa TotalEnergies, que posee el 25% restante.
Impacto estratégico: ¿qué esperar de la nueva oferta de gas?
La futura entrada en operación del mayor campo de gas natural de Brasil tiene profundas implicaciones para el país. Con la capacidad de añadir hasta 18 millones de metros cúbicos de gas por día, el proyecto puede incrementar la oferta de gas nacional en aproximadamente un 50%.
Esto contribuirá directamente a la reducción de la dependencia del gas importado de Bolivia y del Gas Natural Licuado (GNL) de otros mercados. Se espera que la mayor disponibilidad de gas, a partir de 2028, fomente la competitividad, impulse la reindustrialización y atraiga nuevas inversiones para el sector energético brasileño.
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