Ciencia de Datos Aplicada a la Producción de Petróleo en el Presal Brasileño (2023–2025)

Deize Almeida dos Santos; Andressa Porto Castro

DOI: 10.22167/2675-6528-202602839

Artículo derivado de Trabajo de Fin de Curso (TCC), con contenido basado en el trabajo original del estudiante y adaptado al formato editorial de la Revista E&S con el apoyo de la herramienta ResumeAI, una solución de inteligencia artificial desarrollada por el Instituto Pecege para la síntesis y organización textual.

Resumen

El sector de petróleo y gas brasileño tiene una relevancia estratégica, especialmente tras la expansión de la producción en el presal, que impulsó el crecimiento económico y la capacidad productiva nacional. Se analizó la producción de petróleo en el presal brasileño en el período de 2023 a 2025, utilizando datos abiertos de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). Para ello, los datos fueron organizados, tratados y analizados mediante técnicas de Ciencia de Datos y herramientas de Business Intelligence, con el uso de Power BI, lenguaje DAX y Python, en las etapas de integración, correlación y clusterización. Los resultados evidenciaron un crecimiento consistente de la producción a lo largo del período, con una aceleración más expresiva en 2025, asociada a la entrada de nuevas unidades productivas, al aumento del número de pozos y a la consolidación de los principales yacimientos. Se observó una fuerte concentración en la Cuenca de Santos y una elevada dependencia de un conjunto restringido de yacimientos estratégicos. El análisis de correlación indicó una asociación positiva entre el número de pozos activos y el volumen producido, con mayor intensidad en la Cuenca de Santos. La aplicación de técnicas de clusterización permitió identificar diferentes perfiles productivos de pozos, evidenciando la heterogeneidad operacional del presal. En síntesis, la dinámica reciente del presal estuvo marcada por una expansión estructural y un crecimiento de la producción, reforzando su relevancia estratégica para la producción nacional de petróleo y gas. Los hallazgos contribuyen a la caracterización y el monitoreo de la dinámica productiva, pudiendo subsidiar la planificación operacional.

Palabras clave: Análisis de correlación; Clusterización; Datos de la ANP; Desempeño productivo; Offshore brasileña.

1. Introducción

El sector del petróleo y gas desempeña un papel de extrema importancia para la economía brasileña, impulsando el crecimiento económico y el desarrollo tecnológico en diversas áreas de la cadena productiva. La contribución del sector se refleja directamente en varios segmentos industriales, atrayendo inversiones, generando empleos y aumentando los ingresos nacionales. A partir de 2006, con la identificación de las reservas del presal, el escenario energético de Brasil se alteró significativamente, exigiendo inversiones robustas en investigación y desarrollo para viabilizar la exploración en aguas ultraprofundas.

Con estos descubrimientos y la posterior exploración, Brasil se consolidó como uno de los mayores productores de petróleo, elevando su posición en el escenario energético global. A lo largo de los años, la creciente extracción del presal contribuyó al aumento de la renta nacional y a la reducción de la dependencia externa del país en combustibles fósiles, reforzando la relevancia económica y geopolítica del sector (Vartanian y Maciel, 2021). Este nuevo escenario llevó a la reforma del marco regulatorio y a la adopción, en 2010, del régimen de Reparto de la Producción, que amplió la participación del Estado en la renta del petróleo y resultó en la creación del Fondo Social (FS), destinado a financiar inversiones en educación, ciencia y tecnología (Trojbicz, 2016; Brasil, 2010). Para la sustentación de este modelo, la gestión y la transparencia de los datos de producción se volvieron esenciales, siendo la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) responsable de la regulación y divulgación de esta información.

Con el avance de la era digital, el volumen de datos disponibles ha crecido exponencialmente, consolidando el Big Data como uno de los principales impulsores de la transformación tecnológica. En este contexto, el análisis sistemático de datos se ha vuelto central en los procesos de planificación y toma de decisiones, permitiendo identificar patrones, correlaciones y tendencias en grandes bases de datos (Morettin y Singer, 2022). De esta forma, los datos pueden ser convertidos en conocimiento útil, subsidiando decisiones fundamentadas en evidencia (Provost y Fawcett, 2016). Insertado en este contexto, el Business Intelligence (BI) se configura como una infraestructura esencial para integrar y consolidar datos, permitiendo la comunicación de resultados analíticos de forma accesible y eficiente. Las soluciones de BI viabilizan la recopilación y el análisis de datos en diferentes niveles organizacionales, apoyando decisiones estratégicas y operacionales a partir de una base informacional unificada (Heesen, 2024).

En el sector energético, el uso de datos abiertos puestos a disposición por organismos reguladores, como la ANP, representa una oportunidad relevante para fortalecer la transparencia y cualificar el seguimiento de la producción nacional. La organización de esta información permite análisis más fiables y comparables, contribuyendo a la comprensión de la evolución de la producción y de sus variaciones a lo largo del tiempo. Estudios indican que el uso de BI sobre datos de la ANP favorece análisis dinámicos y amplía el apoyo a la toma de decisiones en el sector (Leal y Moura, 2021).

Ante este escenario, la comprensión de la dinámica productiva del presal brasileño es fundamental para la planificación estratégica y la formulación de políticas públicas. La brecha reside en la necesidad de un análisis sistemático y profundo de los datos de producción recientes para identificar patrones y tendencias que caractericen la evolución operativa del presal. La justificación de este estudio reside en evidenciar el potencial de los datos públicos en la generación de evidencias analíticas relevantes, en la promoción de la transparencia y en el fortalecimiento de la comprensión sobre la dinámica productiva del sector petrolero brasileño. Así, el presente trabajo tuvo como objetivo analizar la producción de petróleo en el presal brasileño en el período de 2023 a 2025, a partir de los datos abiertos disponibles por la ANP, identificando los campos de mayor productividad, comprendiendo las variaciones temporales de la producción y reconociendo patrones que caracterizan la dinámica reciente del presal a través de técnicas de Ciencia de Datos y herramientas de Business Intelligence.

2. Material y Métodos

La investigación adoptó un enfoque descriptivo y aplicado, con el propósito de caracterizar y analizar información secundaria. El estudio buscó identificar asociaciones y patrones en los datos, sin la intención de establecer relaciones de causa y efecto entre variables (Gil, 2002). Se pretendió comprender patrones, tendencias y comportamientos asociados a la producción de petróleo en el presal brasileño, contribuyendo a un análisis exhaustivo del fenómeno productivo. Para ello, se emplearon técnicas de exploración, tratamiento y visualización de datos, fundamentadas en los principios de la Ciencia de Datos y del Business Intelligence (BI).

Los datos utilizados se obtuvieron de fuentes secundarias públicas, específicamente del Panel Dinámico de Producción de Petróleo y Gas Natural de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). El recorte temporal del análisis abarcó el período de 2023 a 2025, incluyendo información sobre campos en operación, pozos y las cuencas sedimentarias del presal brasileño. La elección de este período tuvo como objetivo analizar la fase más reciente y consolidada de la exploración del presal en Brasil, confiriendo actualidad y relevancia analítica al estudio (EPE, 2024; EPE, 2025).

El proceso de obtención de los datos se inició con la exploración de los paneles dinámicos disponibles en el entorno Power BI de la ANP, lo que permitió la identificación de las variables relevantes para el estudio. A continuación, se definieron los campos de interés y se aplicaron filtros en cuanto al entorno de producción y tipo de fluido, delimitando el conjunto de datos. La información se exportó a archivos en formato XLSX, tras realizar un registro previo en la plataforma de la ANP y obtener autorización de acceso, lo que posibilitó el uso de recursos adicionales para extracción y selección.

Las variables seleccionadas para componer la base de análisis incluyeron indicadores productivos e información complementaria. Entre ellas, destacaron: Petróleo Equivalente (boe/d), Petróleo (bbl/d), Gas Natural (mil m³/d), Período (mes/año de referencia), Pozo ANP (código identificador único), Campo (nombre del campo), Cuenca (nombre de la cuenca sedimentaria), Instalación (nombre de la plataforma o FPSO), Estado (unidad federativa), Ambiente (producción presal), Fecha de inicio de la producción (mes/año), Columna de agua (m) y Profundidad (md) (m). El barril de petróleo equivalente (boe) se consideró como 1 barril equivalente a aproximadamente 159 litros.

Los datos extraídos pasaron por procesamiento y consolidación utilizando el lenguaje de programación Python. Esta etapa tuvo como objetivo integrar las hojas de cálculo en una única base estructurada y consistente, que contiene las variables seleccionadas. Posteriormente, el archivo consolidado se cargó en Power BI Desktop, donde se realizaron las etapas de modelado y análisis. El flujo integral de las etapas de adquisición, tratamiento y procesamiento implicó la extracción de los datos de los paneles dinámicos de la ANP, exportación a XLSX, combinación de los archivos con Python, carga en Power BI Desktop, y posterior filtrado, agrupación y cálculos para la generación de resultados.

En el Editor de Power Query, se realizó el tratamiento y modelado de los datos, centrándose en las etapas de Extracción, Transformación y Carga (ETL), incluyendo estandarización y organización. Se creó un modelo tabular a partir de una tabla central que almacenó datos de producción de los pozos del presal, con variables como volumen, tipo de fluido y fecha de producción. Para el cálculo de promedios, totales y variaciones porcentuales, se crearon medidas y columnas en Data Analysis Expressions (DAX), lenguaje de fórmulas de Power BI. A partir de las variables brutas, se calcularon estadísticas descriptivas como media, mediana, cuartiles, varianza y desviación estándar.

En el entorno de Power BI Desktop, se calcularon métricas analíticas a través de medidas desarrolladas en DAX, incluyendo variaciones mensuales y anuales de la producción, tasa de crecimiento anual para el período de 2023 a 2025 y participación porcentual de los campos líderes. Adicionalmente, se realizó un análisis de correlación entre el número de pozos activos y los volúmenes producidos, utilizando el lenguaje Python para el cálculo de los coeficientes de correlación de Pearson y de Spearman. Esta etapa permitió evaluar cuantitativamente la asociación entre las variables, sin implicar una relación de causalidad (Grus, 2016).

A continuación, se procedió a la agrupación de 189 pozos de las cuencas de Santos y Campos, en el período de 2023 a 2025, con el objetivo de identificar grupos con características productivas y operacionales similares. Se utilizó el algoritmo K-Means en lenguaje Python, un método de aprendizaje no supervisado ampliamente empleado en la segmentación de datos (Ashraf et al., 2024; Grus, 2016). Las variables analizadas para la agrupación incluyeron producción media, producción acumulada, pico histórico de producción diaria, razón entre producción de gas natural y producción total, variabilidad de la producción (coeficiente de variación), profundidad, lámina de agua y tiempo de operación. Se excluyeron pozos con menos de seis meses de producción, y las variables se estandarizaron para garantizar la comparabilidad.

3. Resultados y Discusión

La exploración de las reservas del presal representó un hito fundamental para el sector energético brasileño, impulsando impactos económicos, tecnológicos y estratégicos significativos. El desarrollo de estas reservas, como señalan Sauer y Rodrigues (2016), implicó desafíos regulatorios y operativos, pero se consolidó como una oportunidad estratégica para fortalecer la soberanía energética de Brasil y ampliar su participación en el mercado global de petróleo. En este contexto, el seguimiento sistemático de la producción y el análisis de los datos proporcionados por la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) se convirtieron en instrumentos esenciales para comprender la evolución productiva y evaluar el desempeño de las áreas exploratorias del presal.

A partir del análisis, modelado e integración de los datos de producción de petróleo y gas natural proporcionados por la ANP, se estructuraron tablas analíticas y representaciones textuales que permitieron una visualización integrada de la información referente al presal brasileño. Los resultados presentados sintetizan y organizan los datos extraídos de las bases públicas, evidenciando patrones productivos, variaciones temporales y diferencias entre áreas productoras a lo largo del período analizado. Es importante destacar que los datos utilizados abarcaron el intervalo de 2023 a 2025, según la disponibilidad de las bases de la ANP en el momento del análisis, pudiendo estar sujetos a revisiones futuras. La visualización analítica de la información posibilitó identificar campos de mayor representatividad, tendencias de crecimiento o estabilidad productiva y niveles de concentración de la producción, contribuyendo a una comprensión más amplia de la dinámica productiva del presal brasileño y ofreciendo soporte para análisis comparativos e interpretaciones en el contexto energético nacional.

Análisis de la producción de petróleo y gas en el presal brasileño en 2023

La distribución mensual de la producción de hidrocarburos en el presal brasileño a lo largo de 2023 reveló los volúmenes mensuales producidos de petróleo, petróleo equivalente y gas natural. El petróleo equivalente, expresado en millones de barriles de petróleo equivalente (Mboe), integra la producción de petróleo y gas natural en una métrica energética común, permitiendo la conversión del volumen de gas en términos equivalentes de energía contenida en el petróleo. Esta estandarización posibilitó el análisis conjunto de los diferentes hidrocarburos producidos y facilitó la comparación entre períodos y volúmenes totales de producción. El petróleo se presentó en millones de barriles (Mbbl) y el gas natural en millones de metros cúbicos (Mm³), permitiendo el análisis individual de cada componente.

La producción mensual de petróleo equivalente en 2023 varió entre aproximadamente 90,6 mil y 108,1 mil Mboe, con la mediana cercana a 100,4 mil Mboe y la media de alrededor de 100,5 mil Mboe. La dispersión observada, reflejada por la desviación estándar de aproximadamente 6,5 mil Mboe, indicó una relativa estabilidad productiva a lo largo del año, con una leve elevación en los meses finales. En general, los resultados apuntaron a un escenario de producción consolidada y con tendencia de crecimiento gradual en 2023, revelando la consolidación operativa de los campos del presal y reforzando la relevancia de esta provincia petrolífera para el mantenimiento de los niveles de producción nacional. El aumento observado en los últimos meses del año pudo estar asociado al mejor desempeño de unidades marítimas productoras y a la reanudación de operaciones tras paradas programadas, según lo indicado en los informes operacionales divulgados por la ANP (2023).

El análisis de la distribución de la producción total en petróleo equivalente por campo en el presal en 2023 evidenció un patrón de elevada concentración productiva. Los campos de Tupi y Búzios se destacaron como los principales productores del período, respondiendo conjuntamente por aproximadamente el 56,7% de la producción total, con un 32,84% y un 23,86% respectivamente, lo que reforzó su papel estratégico en el sostenimiento de los niveles de producción nacional. A continuación, campos como Mero (8,56%), Sapinhoá (6,61%) y Sépia (5,32%) también presentaron participaciones relevantes, componiendo un grupo de activos de alta productividad responsables de una parte significativa del volumen producido en el presal. Este escenario reflejó la consolidación operativa de los principales campos en desarrollo, así como la concentración de la producción en áreas con mayor capacidad instalada, elevada productividad de los pozos y desempeño de las unidades marítimas, elementos fundamentales para el mantenimiento y expansión de la producción brasileña de petróleo y gas.

Según los datos consolidados de la ANP (2023), el presal fue responsable, en 2023, de alrededor del 76,07% de la producción de petróleo y gas natural de Brasil en barriles de petróleo equivalente, lo que demuestra su relevancia en la matriz energética del país. Este alto nivel de participación amplió la concentración productiva, dado que gran parte de este volumen estuvo relacionada con un número limitado de campos altamente productivos, como Tupi y Búzios. En este sentido, la dominancia de estos activos no solo confirmó la total operatividad de las áreas más maduras del presal, sino que también resaltó la dependencia estructural de la producción nacional frente a estos campos productivos estratégicos, consolidando el presal como el principal impulsor de crecimiento y sustentación de la producción petrolífera nacional.

Se analizó la contribución relativa de las instalaciones y campos en la producción del presal, evidenciando la concentración productiva en un conjunto restringido de unidades marítimas de elevada capacidad operativa. Las instalaciones de producción en el presal estuvieron mayoritariamente compuestas por unidades del tipo Floating Production, Storage and Offloading (FPSO), plataformas flotantes responsables de la producción, almacenamiento y evacuación de petróleo y gas natural en ambiente offshore. Destacaron, en el período analizado, el FPSO Guanabara, asociado al campo de Mero, con aproximadamente 79,94 mil Mboe, y el FPSO Carioca (MV-30), vinculado al campo de Sépia, con cerca de 64,10 mil Mboe, figurando como las instalaciones de mayor volumen de producción en el año.

A continuación, se observó la presencia de diversas unidades operadas por Petrobras, como las plataformas P-75, P-76, P-74, P-77 y P-70, mayoritariamente asociadas a los campos de Búzios, Tupi y Atapu, que también presentaron volúmenes expresivos de producción. Este patrón indicó que la producción del presal en 2023 estuvo fuertemente concentrada en pocas instalaciones estratégicas, reflejándose en elevados niveles de desempeño productivo, alta capacidad instalada y la consolidación operacional de estas unidades en el contexto de la exploración offshore brasileña. El análisis a nivel de pozo permitió identificar la contribución individual de los activos a la producción total y evidenciar diferencias de productividad entre los campos.

Los pozos con los mayores volúmenes de producción individual estuvieron predominantemente asociados al campo de Mero, destacándose unidades como 3-BRSA-1322-RJS (23,32 mil Mboe), 7-MRO-10B-RJS (21,25 mil Mboe) y 7-MRO-3-RJS (20,88 mil Mboe). Aunque el campo de Búzios presentó un número expresivo de pozos entre los principales productores, con diversos activos distribuidos entre los mayores volúmenes, los mayores valores individuales se concentraron en Mero, indicando la elevada productividad por pozo en este campo. Este patrón evidenció que, aun sin ser necesariamente el campo con mayor producción agregada, Mero se destacó por el desempeño productivo de sus unidades individuales, reforzando su importancia estratégica en la dinámica productiva del presal en 2023.

Aunque los análisis a nivel de instalación y de pozo evidenciaron la concentración de la producción en unidades y activos específicos, no siempre operados directamente por Petrobras, la distribución de la producción desde la perspectiva de los operadores presentó un comportamiento diferente cuando se analizó de forma agregada. Según los datos consolidados divulgados por la ANP (2023), Petrobras se mantuvo como el principal operador del sector en 2023, siendo responsable de aproximadamente el 87% de la producción nacional de petróleo y gas natural. Este resultado estuvo relacionado con la amplia participación de la estatal en la mayoría de las instalaciones y campos productores del presal, incluso en un escenario de mayor presencia de consorcios y empresas asociadas en activos de alto rendimiento individual.

De esta forma, los resultados indicaron que, a pesar de la concentración productiva observada en pozos e instalaciones específicas, Petrobras se mantuvo como el principal agente de la producción nacional, consolidando su papel estratégico en la exploración del presal (ANP, 2023).

Análisis de la producción de petróleo y gas en el presal brasileño en 2024

Continuando el análisis, los datos de 2024 evidenciaron el mantenimiento de un nivel elevado y relativamente estable de producción en el presal. La producción de petróleo equivalente se mantuvo, en la mayor parte de los meses, entre aproximadamente 95 mil y 110 mil Mboe, con oscilaciones moderadas y una leve tendencia de crecimiento a lo largo del año, especialmente en los meses finales. El análisis estadístico de la producción mensual de petróleo equivalente en 2024 indicó valores mínimos de 94.665,11 Mboe y máximos de 110.432,33 Mboe, con una mediana cercana a 103.230,48 Mboe y una media de 103.202,53 Mboe. La desviación estándar de 4.422,36 Mboe refuerza la lectura de baja dispersión en torno a la mediana, con variaciones relativamente controladas a lo largo del período. Este comportamiento sugiere estabilidad operacional, con oscilaciones asociadas principalmente a factores operacionales, como paradas programadas y ajustes de producción (ANP, 2024).

El análisis por campo en 2024 evidenció una fuerte concentración productiva en pocos activos estratégicos. Tupi, Búzios y Mero concentraron más del 65% de la producción total, manteniendo la misma jerarquía observada en 2023, con Tupi representando el 30,3%, Búzios el 23,9% y Mero el 12,42% de la producción acumulada. Los demás campos presentaron participaciones menores, componiendo un segundo nivel productivo. Este patrón indica una elevada concentración estructural y refuerza la consolidación operativa de los principales campos del presal. A continuación, campos como Sapinhoá, Sépia, Itapu y Atapu presentaron participaciones individuales de entre aproximadamente el 4% y el 5%, componiendo un segundo nivel de relevancia productiva. Los demás campos contribuyeron con cuotas menores, reforzando la estructura concentrada de la producción. En general, se observó el mantenimiento del patrón identificado en 2023, sin alteraciones significativas en la jerarquía productiva, lo que evidencia la consolidación operativa de los principales campos del presal a lo largo de 2024.

El análisis a nivel de instalación en 2024 evidenció la organización operativa de la producción en el presal, manteniendo el patrón de fuerte concentración productiva en un conjunto restringido de unidades marítimas de gran tamaño. El FPSO Guanabara se mantuvo como la principal instalación productora, con aproximadamente 84,53 mil Mboe, seguido por unidades relevantes como la plataforma Petrobras 77 (72,44 mil Mboe) y el FPSO Carioca (MV-30), con cerca de 59,87 mil Mboe, asociadas principalmente a los campos de Búzios, Tupi, Mero y Sépia. Este conjunto de instalaciones refuerza la continuidad de la estructura productiva observada en el año anterior. Sin embargo, también se observó la incorporación de nuevas unidades entre las principales instalaciones, destacando el FPSO Almirante Barroso (62,64 mil Mboe), vinculado al campo de Búzios, que pasó a figurar entre los activos de mayor volumen producido en 2024. Además, el FPSO Sepetiba, asociado al campo de Mero, con aproximadamente 43,96 mil Mboe, ganó mayor relevancia en el período, indicando la expansión y renovación parcial de la capacidad instalada del presal. De esta forma, aunque la jerarquía productiva se mantuvo, se verificó una redistribución interna entre las instalaciones, reflejando la evolución operativa de los campos y la entrada de nuevos sistemas productivos a lo largo del período analizado.

El análisis a nivel de pozo permitió identificar la contribución individual de los activos a la producción total y evidenciar diferencias de productividad entre los campos en 2024, destacando la concentración de los mayores volúmenes en un conjunto restringido de activos de alto rendimiento. Se observó que los pozos más productivos se concentraron principalmente en los campos de Mero, Búzios, Tupi y Sépia. En Mero, los pozos líderes alcanzaron valores superiores a 22 mil Mboe, manteniéndose como los mayores desempeños individuales del período. Sin embargo, en comparación con 2023, se notó una leve reducción en los valores máximos, que pasaron de aproximadamente 23,3 mil Mboe a cerca de 22,5 mil Mboe, indicando un ajuste en los niveles de productividad de los activos más intensivos. En Búzios, se observó la presencia de un número más elevado de pozos entre los principales productores, con volúmenes predominantemente entre 16 mil y 19 mil Mboe, lo que refuerza un patrón más distribuido de producción entre los activos. Ya en los campos de Tupi y Sépia, los volúmenes individuales se mantuvieron en niveles más moderados, en general entre 9 mil y 15 mil Mboe, sugiriendo mayor homogeneidad en el desempeño productivo.

En términos generales, se observó el mantenimiento del patrón estructural identificado en 2023, con predominancia de los pozos de Mero en términos de productividad individual y mayor dispersión productiva en Búzios. Sin embargo, se verificó una leve reducción en los picos de producción y una mayor distribución entre los pozos líderes, indicando menor concentración extrema en los activos de mayor rendimiento. Este comportamiento sugiere un escenario de mayor equilibrio operacional entre los campos y refuerza la estabilidad productiva del presal en el período analizado.

Análisis de la producción de petróleo y gas en el presal brasileño en 2025

El análisis de la producción de petróleo y gas natural en 2025 permitió evaluar el comportamiento más reciente del presal, basándose en la evolución de las series mensuales de petróleo, gas natural y petróleo equivalente. Los resultados evidenciaron el mantenimiento de niveles elevados de producción a lo largo del año, con una tendencia general de crecimiento. Se observó que la producción de petróleo equivalente partió de valores cercanos a 108 mil Mboe al inicio del período y presentó un crecimiento progresivo, alcanzando niveles superiores a 130 mil Mboe en los meses finales, destacando octubre (133 mil Mboe). Este comportamiento indica la intensificación de la actividad productiva en el presal, reflejando tanto el aumento de la producción de petróleo como la ampliación de los volúmenes de gas natural a lo largo del año.

El análisis estadístico de la producción mensual de petróleo equivalente en 2025, a través del boxplot, reforzó esta lectura al indicar una distribución relativamente concentrada en valores elevados a lo largo del año. La mediana se situó en torno a 117 mil Mboe, mientras que el tercer cuartil superó los 125 mil Mboe, indicando que una porción significativa de los meses presentó producción por encima de la media. El intervalo intercuartílico relativamente amplio, aliado a una desviación estándar cercana a 9,7 mil Mboe, evidencia variabilidad mensual moderada, compatible con factores operacionales, entrada gradual de nuevas unidades y ampliación de la capacidad productiva a lo largo del año. No se observaron valores atípicos extremos, lo que sugiere estabilidad operacional, incluso ante el crecimiento consistente de la producción.

La distribución de la producción acumulada de petróleo equivalente por campo en el presal en 2025 confirmó el mantenimiento de un patrón fuertemente concentrado en pocos activos estratégicos. El campo de Tupi se mantuvo como principal productor, con aproximadamente 26,52% de la producción total, seguido por Búzios (24,61%) y Mero (19,27%), que, en conjunto, concentraron cerca del 70% de la producción anual. En un segundo nivel, campos como Itapu, Sépia, Sapinhoá y Atapu presentaron participaciones individuales entre aproximadamente 3% y 4,5%, manteniendo menor representatividad relativa. En comparación con 2024, se observó la continuidad de la estructura concentrada, pero con una leve redistribución entre los principales campos, destacando el aumento de la participación de Mero. Este comportamiento refuerza la estabilidad estructural y la consolidación operacional del presal, indicando que las ganancias de producción en 2025 estuvieron asociadas principalmente a la intensificación de la producción en campos ya consolidados.

La distribución de la producción acumulada de petróleo equivalente por instalación y por campo en el presal brasileño en 2025 evidenció el mantenimiento de una fuerte concentración productiva en un conjunto restringido de unidades marítimas de gran tamaño. El FPSO Guanabara, asociado al campo de Mero, se mantuvo como la principal instalación productora, con aproximadamente 91,15 mil Mboe, seguido por el FPSO Sepetiba (84,50 mil Mboe) y la plataforma Petrobras 77 (69,73 mil Mboe), vinculada al campo de Búzios. Se destacaron además unidades como el FPSO Almirante Barroso (66,01 mil Mboe) y el FPSO Marechal Duque de Caxias (64,07 mil Mboe), reforzando el papel de los FPSO de alta capacidad en el sostenimiento de la producción del presal. En comparación con 2024, se observó el mantenimiento del patrón concentrado, pero con cambios en la composición de las principales instalaciones, especialmente con la consolidación de las unidades más recientes, como el FPSO Sepetiba y el FPSO Marechal Duque de Caxias, además del avance del FPSO Almirante Tamandaré. Este movimiento indica la ampliación de la capacidad instalada y la renovación parcial del parque productivo offshore brasileño.

Este comportamiento es corroborado por los datos de la ANP (2025), que señalaron el crecimiento de la producción en 2025 en relación con 2024, reflejando la ampliación de la capacidad operativa del presal a lo largo del período. De forma complementaria, los estudios de Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA, 2024) indican que este avance productivo está directamente asociado a la intensificación de las inversiones en los contratos de reparto, especialmente en actividades de desarrollo, como la perforación de pozos y la implantación de nuevas unidades de producción. De esta forma, los resultados evidencian un escenario de consolidación y expansión del sistema productivo, en el cual el aumento de la producción estuvo relacionado tanto a la expansión de la capacidad instalada como a la intensificación del uso de los activos ya en operación.

En 2025, la producción de petróleo equivalente a nivel de pozo en el presal brasileño reveló que, a pesar de una concentración productiva similar en un número reducido de activos de alto rendimiento, los volúmenes están más equilibrados en su distribución. Es notorio que los pozos que más producen están situados, en su mayoría, en los campos de Mero, Búzios y Tupi, siendo que Mero se destaca, ya que sus pozos líderes, como el 3-BRSA-1322-RJS y el 7-MRO-18D-RJS, llegaron a casi 20 mil Mboe en el acumulado anual. Al compararse con 2024, se observó una leve disminución en los máximos de producción individual y una reducción en la presencia de picos extremos, lo que indica una menor concentración en los pozos de mayor rendimiento. En Búzios, todavía hay un gran número de pozos entre los principales productores, con volúmenes distribuidos en rangos intermedios, mientras que Tupi tiene un comportamiento más uniforme, con variaciones menores entre los activos. Este patrón indica que el crecimiento de la producción en 2025 estuvo más asociado a la expansión de la base productiva, con el aumento del número de pozos en operación y la entrada de nuevas unidades, que a ganancias expresivas de productividad individual. Los datos de la ANP (2025) refuerzan esta interpretación, al señalar que factores operacionales, como la incorporación de nuevas unidades y la realización de intervenciones en pozos, tuvieron un papel determinante en el aumento de la producción a lo largo del período.

Análisis integrado de la producción acumulada en el período de 2023 a 2025

En esta sección, se presentaron los análisis integrados de la producción en el presal brasileño en el período de 2023 a 2025, contemplando la evolución consolidada de los principales indicadores productivos, así como la investigación de relaciones entre variables y la identificación de patrones en los datos por medio de técnicas de análisis estadístico y de Ciencia de Datos. Se observó una trayectoria de crecimiento a lo largo de los tres años analizados, evidenciando la expansión de la capacidad operativa y la consolidación de los principales campos productores del presal. En el caso del petróleo equivalente (Mboe), se verificó el aumento de aproximadamente 1,21 millón en 2023 a 1,24 millón en 2024, lo que correspondió a un crecimiento de cerca del 2,5% en el período. En 2025, este volumen alcanzó 1,42 millón, representando un aumento más expresivo de aproximadamente 14,5% en relación a 2024. Un patrón similar se observó en la producción acumulada de petróleo en barriles (Mbbl), que evolucionó de cerca de 0,95 millón en 2023 a 0,97 millón en 2024 (+2,1%), alcanzando 1,10 millón en 2025 (+13,4%). En relación al gas natural, la evolución también se mostró consistente, pasando de aproximadamente 41 mil Mm³ en 2023 a 43 mil Mm³ en 2024 (+4,9%) y alcanzando 51 mil Mm³ en 2025, lo que representó un crecimiento de aproximadamente 18,6% frente al año anterior.

Este comportamiento, en general, demostró que la ampliación de la producción en el presal fue gradual, alcanzando su ápice en 2025. Este crecimiento fue posible, en gran parte, debido a la ampliación de la capacidad operativa de la industria petrolera, que se dio por la entrada de nuevas unidades de operación, por la mayor cantidad de pozos en operación y por la consolidación de campos estratégicos como Tupi, Búzios y Mero. Conforme indican los datos de la institución, el aumento de la producción del presal en 2025 está íntimamente ligado tanto a la elevación de la capacidad instalada como al perfeccionamiento de los sistemas de producción ya existentes (PETROBRAS, 2026). El análisis integrado de los tres años destaca, por lo tanto, no solo el crecimiento de la producción, sino también la consolidación de la capacidad productiva del presal, que en 2025 alcanzó el mayor volumen de la serie, lo que refuerza su importancia estratégica para la producción de petróleo y gas natural en Brasil.

Con un análisis temporal de la producción entre 2023 y 2025 en mano, se avanzó a un análisis espacial, es decir, cómo se distribuye entre las principales cuencas sedimentarias del presal el volumen que se está produciendo. Existe una considerable concentración en la Cuenca de Santos, que representa alrededor del 96% de la producción total, lo que equivale a aproximadamente 3,71 mil Mboe durante el período analizado. La Cuenca de Campos, en contrapartida, contribuye de forma mucho menos expresiva, con alrededor del 4% de la producción, lo que se traduce en unos 0,15 mil Mboe. El patrón observado demuestra que la actividad productiva del presal brasileño está fuertemente centrada en una única cuenca, lo que es un reflejo de la predominancia de áreas con elevado potencial geológico y de alta productividad. Esto se alinea con la literatura, que considera a la Cuenca de Santos como el principal centro de producción de Brasil, donde se concentra la mayor parte de la extracción de petróleo y gas natural del país (Souza y Sgarbi, 2019).

Ante esta intensa concentración productiva entre las cuencas sedimentarias, se ha vuelto pertinente analizar la estructura operativa asociada, especialmente la evolución del número de pozos activos entre 2023 y 2025. En la Cuenca de Santos, el número de pozos en operación presenta una tendencia de aumento gradual, pasando de unos 122 pozos a principios de 2023 a aproximadamente 155 a finales de 2025, a pesar de algunas oscilaciones menores durante el período. Por el contrario, la Cuenca de Campos opera a una escala mucho menor, con el número de pozos operativos entre 15 y 25, y una variabilidad temporal mucho mayor. Desde el punto de vista analítico, este comportamiento evidencia que la expansión de la infraestructura productiva en el presal se realiza de manera concentrada en la Cuenca de Santos, en contraste con la dinámica más restringida e inestable de la Cuenca de Campos. Este patrón puede atribuirse a la perforación de nuevos pozos, al inicio de las operaciones de unidades tipo FPSO y a la elevación de la capacidad instalada, que sustentan el crecimiento identificado. Las oscilaciones puntuales, a su vez, son frutos de ajustes operacionales y cronogramas de implementación, lo que deja claro que la producción evoluciona a partir de la unión de la expansión estructural con la dinámica operacional de la industria de petróleo y gas (Petrobras, 2023).

Análisis de correlación entre el número de pozos activos y la producción acumulada

A partir de la relación observada entre la expansión de la infraestructura operativa y el crecimiento de la producción, se volvió relevante analizar cuantitativamente la asociación entre estas variables. Se evidenció una correlación positiva entre el número de pozos activos y la producción acumulada en las cuencas analizadas a lo largo del período de 2023 a 2025. En este contexto, el coeficiente de correlación de Pearson, que varía entre -1 y 1 e indica la intensidad y la dirección de la relación lineal entre variables, permitió evaluar el grado de asociación entre los indicadores analizados (Grus, 2016). En la Cuenca de Santos, el coeficiente de correlación de Pearson fue de 0,857, caracterizando una asociación lineal fuerte entre el número de pozos y la producción acumulada. Este resultado indica que la expansión de la infraestructura productiva estuvo directamente asociada al aumento de la producción en la región, indicando fuerte asociación entre la expansión del número de pozos activos y el crecimiento de la producción. Ya en la Cuenca de Campos, el coeficiente de 0,776 también apunta una correlación positiva relevante, aunque con mayor dispersión de los datos, lo que indica una relación menos homogénea entre las variables. Este comportamiento indica que la relación entre el número de pozos y la producción presenta mayor variabilidad en la Cuenca de Campos, pudiendo estar asociada a otros factores no contemplados en el análisis. De forma complementaria, el análisis por medio del coeficiente de Spearman, que evalúa la asociación monotónica entre las variables, reforzó los resultados obtenidos. Los coeficientes encontrados fueron de 0,840 en la Cuenca de Santos y 0,756 en la Cuenca de Campos, indicando que la relación positiva entre el número de pozos y la producción se mantiene consistente incluso en presencia de posibles no linealidades en los datos.

Análisis de clusterización de los pozos productivos

Además del análisis de correlación, se buscaron patrones más complejos en el comportamiento productivo de los pozos mediante la aplicación de técnicas de agrupamiento. En este contexto, se realizó un análisis de clusterización utilizando el algoritmo K-Means, ampliamente empleado en aplicaciones de machine learning en la industria del petróleo y gas para la segmentación de datos y la identificación de patrones en sistemas geológicos complejos (Ashraf et al., 2024). Los resultados obtenidos sintetizaron las principales características de los clusters formados, permitiendo observar la definición de cuatro perfiles distintos de comportamiento productivo. Los resultados de la clusterización evidenciaron la formación de cuatro perfiles distintos de comportamiento productivo, con diferencias claras tanto en rendimiento como en características operativas. El cluster “Nuevos de Alta Producción” se destacó por presentar la mayor producción media (24.405 boe/d) y el mayor volumen acumulado (1.721.570 Mboe), incluso con menor tiempo medio de vida (48 meses), indicando pozos aún en fase de meseta productiva y con elevada contribución al crecimiento reciente de la producción.

En contraste, el clúster “Antiguos Menos Productivos”, que concentra el mayor número de pozos (77), presentó una producción media significativamente inferior (5.407 boe/d), mayor tiempo de vida (103 meses) y un elevado coeficiente de variación (1,42), reflejando mayor inestabilidad productiva y un comportamiento compatible con etapas más avanzadas de operación. El clúster “Antiguos Alta Performance” reunió pozos con una producción media relevante (17.800 boe/d) y menor variabilidad (CV de 0,46), indicando mayor estabilidad operacional incluso entre pozos con mayor tiempo de operación. Por su parte, el grupo “Poco Profundos Menos Productivos” presentó los menores niveles de producción media (4.609 boe/d), menor profundidad media (4.726 m) y bajo volumen acumulado (153.257 Mboe), caracterizando un grupo de menor desempeño productivo entre los pozos analizados. Estos resultados evidencian la heterogeneidad productiva de los pozos analizados en cuanto al tiempo de operación, la profundidad y el desempeño productivo.

La distribución de la producción media por clúster, a través de gráficos de tipo violín, permitió profundizar el análisis al evidenciar no solo las diferencias de media, sino también la dispersión y la densidad de los datos en cada grupo. Se observó que el clúster ‘Nuevos de Alta Producción’ presenta una mayor concentración de valores en rangos elevados de producción, con una distribución relativamente amplia y presencia de valores extremos superiores, lo que indica un elevado rendimiento productivo y una mayor variabilidad asociada a la fase inicial de operación. El clúster “Antiguos de Alto Rendimiento” también presenta concentración en niveles elevados, pero con menor dispersión, lo que refuerza su mayor estabilidad operativa. En contraste, los clústeres “Antiguos Menos Productivos” y “Superficiales Menos Productivos” presentan distribuciones más concentradas en rangos inferiores de producción, con menor amplitud, evidenciando un rendimiento productivo reducido. De esta forma, el análisis de la distribución refuerza la separación entre los grupos y confirma la consistencia de los patrones identificados en la clusterización.

El análisis de los gráficos de dispersión reforzó la consistencia de los agrupamientos al evidenciar patrones entre las variables analizadas. En el gráfico de producción media versus profundidad, se observó que los clústeres de mayor rendimiento (Nuevos de Alta Producción y Antiguos Alta Performance) se concentran predominantemente en profundidades superiores a 5.500 m, con niveles de producción por encima de 15.000 boe/d. En contraste, los pozos “Poco Profundos Menos Productivos” se agrupan en menores profundidades y presentan niveles productivos inferiores, sin que este patrón implique una relación causal entre profundidad y producción. Ya en la relación entre producción media y meses de vida, se identificó una tendencia inversa entre las variables, evidenciada por la concentración de los pozos de mayor producción en rangos de menor tiempo de operación. Los pozos del clúster “Nuevos de Alta Producción” se concentran predominantemente por debajo de los 60 meses, con elevados niveles productivos, mientras que los grupos con mayor tiempo de vida presentan mayor dispersión y predominancia de valores más bajos de producción. Este patrón es consistente con el comportamiento típico de las curvas de producción en la industria petrolera, en la que los pozos presentan mayor rendimiento en las fases iniciales, seguido por un declive a lo largo del tiempo. En este sentido, la utilización de técnicas de clusterización permite identificar patrones de heterogeneidad que no siempre son capturados por enfoques tradicionales de interpretación, contribuyendo a una mejor caracterización de los yacimientos (Konoshonkin et al., 2020).

En resumen, los resultados de la investigación evidenciaron un crecimiento consistente de la producción de petróleo en el presal brasileño entre 2023 y 2025, con una aceleración más expresiva en 2025, impulsada por la entrada de nuevas unidades productivas, el aumento del número de pozos y la consolidación de campos estratégicos. La concentración productiva en la Cuenca de Santos y la dependencia de un conjunto restringido de campos como Tupi, Búzios y Mero fueron patrones persistentes. El análisis de correlación confirmó una asociación positiva entre el número de pozos activos y el volumen producido, más intensa en la Cuenca de Santos. La clusterización, a su vez, reveló perfiles productivos heterogéneos, distinguiendo pozos de alta productividad y menor tiempo de vida de pozos más antiguos y menos productivos. Estos hallazgos contribuyen a la caracterización y el monitoreo de la dinámica productiva del presal, proporcionando subsidios para la planificación operativa y reforzando la relevancia estratégica de la región para la producción nacional de petróleo y gas.

4. Conclusión

El presente trabajo tuvo como objetivo analizar la producción de petróleo en el presal brasileño en el período de 2023 a 2025, a partir de datos abiertos de la ANP, identificando los campos de mayor productividad, comprendiendo las variaciones temporales de la producción y reconociendo patrones que caracterizan la dinámica reciente del presal por medio de técnicas de Ciencia de Datos y herramientas de Business Intelligence. Se verificó un crecimiento consistente de la producción a lo largo del período, con una aceleración más expresiva en 2025, impulsada por la entrada de nuevas unidades productivas, por el aumento del número de pozos y por la consolidación de campos estratégicos como Tupi, Búzios y Mero. Se observó una fuerte concentración productiva en la Cuenca de Santos, que respondió por la mayor parte del volumen total, y una elevada dependencia de un conjunto restringido de campos estratégicos. El análisis de correlación indicó una asociación positiva entre el número de pozos activos y el volumen producido, con mayor intensidad en la Cuenca de Santos. Complementariamente, la aplicación de técnicas de clusterización reveló perfiles productivos heterogéneos entre los pozos, distinguiendo grupos de alta productividad y menor tiempo de vida de pozos más antiguos y menos productivos, evidenciando la heterogeneidad operacional del presal.

Estos hallazgos contribuyen a la caracterización y el monitoreo de la dinámica productiva del presal, proporcionando subsidios para la planificación operativa y reforzando la relevancia estratégica de la región para la producción nacional de petróleo y gas. El estudio destacó el potencial de los datos públicos de la ANP, aliados a herramientas analíticas, en la generación de información relevante, promoviendo la transparencia y fortaleciendo la comprensión sobre la dinámica productiva del sector. Sin embargo, los resultados deben interpretarse como asociaciones estadísticas, sin implicar relación de causalidad, dado que el estudio se concentró en la identificación de patrones y tendencias. Como perspectiva para investigaciones futuras, se recomienda la incorporación de modelos predictivos orientados a la proyección del comportamiento productivo de las cuencas de petróleo, permitiendo anticipar tendencias de crecimiento o declive de la producción y apoyar la planificación estratégica a largo plazo del sector.

Referencias Bibliograficas

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Artículo originario del Trabajo de Conclusión de Curso de la Especialización en Data Science y Analytics del MBA USP/Esalq

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