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El proyecto Zama adjudicó sus estudios de ingeniería y diseño

Los socios de la Unidad Zama Wintershall Dea, Pemex (operador), Talos Energy y Harbour Energy han adjudicado el contrato para los estudios iniciales de Ingeniería y Diseño (FEED Front-end Engineering Design) para el desarrollo del yacimiento petrolero de clase mundial Zama a la compañía de ingeniería francesa Doris.

“Zama es actualmente uno de los proyectos energéticos más importantes de México y estamos muy orgullosos de haber alcanzado este nuevo hito”, afirmó Martin Jungbluth, Managing Director de Wintershall Dea en México.

“Nuestro objetivo es desarrollar este gran campo de manera segura, en el plazo más eficiente y de la mejor manera técnica posible. Con Doris contamos con un socio muy experimentado a nuestro lado para la fase FEED”, aseveró.

Los trabajos en Zama

Los trabajos de FEED se basarán en el alcance del Plan de Desarrollo Unitario aprobado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) el año pasado. Abarca la planeación de dos plataformas marinas, 68 kilómetros de ductos y cables, así como una nueva instalación en tierra, totalmente dedicada al proyecto Zama, ubicada en la Terminal Marítima Dos Bocas, en Paraíso, Tabasco.

La asociación de la Unidad Zama también planea minimizar la intensidad de los gases de efecto invernadero mediante el uso de la mejor tecnología disponible, el gas producido para la generación de energía en tierra, así como el uso más eficiente de la infraestructura de almacenamiento y transporte existente.

Doris colaborará con las dos empresas mexicanas de ingeniería Nomarna y Summum para llevar a cabo los trabajos de FEED.

“La adjudicación de FEED es un gran resultado gracias a la buena cooperación en nuestro Equipo de Proyecto Integrado (IPT, por su sigla en inglés), en el que colegas de las cuatro compañías socias de Zama trabajan juntos, cada día, en este extenso e importante proyecto. Me complace que estemos logrando un gran avance, juntos, como un solo equipo”, subrayó Sylvain Petiteau, vicepresidente del Proyecto Zama.

El potencial

Zama es uno de los mayores descubrimientos mundiales en aguas someras de los últimos 20 años y fue el primer descubrimiento realizado por un consorcio internacional en México en 2017. Con unos recursos brutos estimados de 600 a 800 millones de barriles equivalentes de petróleo, se espera que Zama contribuya significativamente al suministro energético de México en los próximos 25 años, creando una actividad que apoyará el crecimiento del sector energético del país y generará un gran número de puestos de trabajo en los próximos años.

Se espera que el yacimiento produzca hasta 180.000 barriles de petróleo al día en su punto álgido, lo que corresponde a alrededor del 10% de la producción total actual de petróleo de México.

Una vez finalizados estos estudios, la asociación de la unidad Zama procederá al proceso de licitación de los contratos de Ingeniería, Procura y Construcción (EPC, por sus iniciales en inglés), seguido de la Decisión Final de Inversión.

Wintershall Dea es el segundo mayor accionista del campo Zama después del operador Pemex y tiene, de acuerdo con la Resolución de Unitización de marzo de 2022, una participación inicial de 19.83%, mientras que Pemex cuenta con 50.43%, Talos Energy 17.35% y Harbour Energy 12.39%.

Wintershall Dea en México

La compañía llegó a México en 2017. La empresa ha comenzado a explorar y producir hidrocarburos en México en 2018. Desde entonces, la compañía ha logrado establecerse como una de las principales empresas internacionales de upstream en México, con intereses en licencias en todas las fases de la cadena de valor de E&P.

Con una participación del 50 por ciento, Wintershall Dea es desde 2018 operador del campo petrolero en tierra Ogarrio, en producción. La empresa estatal mexicana Pemex es socia y posee las acciones restantes.

Además, la empresa es socia en el yacimiento productor Hokchi. El último éxito fue un importante descubrimiento de petróleo en el Bloque 30 operado por Wintershall Dea («Prospecto Kan»), que se estima contiene entre 200 y 300 millones de barriles equivalentes de petróleo en sitio.

Adicionalmente, Wintershall Dea tiene intereses materiales en otros bloques de exploración offshore situados en el Golfo de México, en tres de ellos funge como operador.

Guyana se convierte en contribuidor clave en el crecimiento de la oferta mundial de petróleo

Guyana aumentó su producción de crudo en una media anual de 98.000 bpd entre 2020 y 2023, lo que la convierte en el tercer país productor no perteneciente a la OPEP con mayor crecimiento durante este periodo.

La producción de crudo ha sido el mayor contribuyente al crecimiento económico de Guyana en los últimos años.

En 2022, el PIB de Guyana creció un 62,3%, el mayor crecimiento real del PIB en el mundo ese año, según el Fondo Monetario Internacional (FMI).

Esto es según los datos publicados por la Administración de Información de Energía de Estados Unidos esta semana que mostraron que Guyana tuvo la tercera tasa de crecimiento de producción más rápida a nivel mundial, después de Estados Unidos y Brasil.

La estimación más reciente de los recursos recuperables de petróleo y gas natural de Guyana es de más de 11.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, y los promotores siguen explorando las aguas marinas del país.

Los recursos de petróleo y gas natural descubiertos en Guyana se encuentran actualmente en la cuenca Guyana-Surinam del océano Atlántico.

El primer descubrimiento significativo de petróleo en alta mar en Guyana fue realizado por ExxonMobil en 2015 en lo que ahora es el proyecto Liza en el bloque Stabroek.

Desde entonces, ExxonMobil y sus socios, Hess y China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), han realizado más de 30 descubrimientos adicionales de petróleo y gas natural en alta mar dentro del bloque Stabroek.

Según Exxon, la producción del bloque Stabroek alcanzará un millón de barriles diarios en 2027.

La producción de petróleo de Guyana procede de tres buques flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO): Liza Destiny, Liza Unity y Prosperity. Estos buques producen petróleo y gas natural de los proyectos Liza y Payara.

Todo el gas natural asociado se reinyecta en pozos para apoyar su producción y se utiliza como combustible in situ. Un proyecto propuesto llevaría el gas natural asociado a tierra firme hasta las instalaciones de procesamiento mediante un gasoducto.

Actualmente, los socios del bloque prevén que la capacidad de producción combinada alcance aproximadamente 1,3 millones de bpd a finales de 2027, con planes para desarrollar tres proyectos adicionales: Yellowtail, Uaru y Whiptail.

De hacerse realidad, el aumento de la producción convertiría a Guyana en el segundo mayor productor de crudo de Centroamérica y Sudamérica, por detrás de Brasil.

El gobierno de Guyana prevé una producción de petróleo de unos 1,64 millones de barriles diarios en 2030, ya que está ansioso por rentabilizar sus recursos de hidrocarburos antes de que se produzca el pico de demanda, tal y como predicen los analistas, que ven con éxito una transición energética que se aleje del petróleo y el gas.

Si las previsiones de demanda máxima no se materializan, Guyana seguirá siendo un gran productor si sus planes dan resultado.

El futuro de la asociación empresarial en el bloque Stabroek es incierto. La adquisición por Chevron de Hess, que posee una participación del 30% en el bloque Stabroek, puede sufrir retrasos debido a las demandas de arbitraje presentadas por los actuales socios del bloque, ExxonMobil y CNOOC, que reclaman derechos preferentes sobre la participación de Hess en el bloque. ExxonMobil tiene una participación del 45% en el bloque Stabroek y CNOOC del 25%.

El debate pone de relieve la importancia de Guyana como destino de las inversiones de las grandes petroleras: Chevron ha admitido que es la joya de la corona de Hess lo que realmente quiere con la propuesta de adquisición.

Argerich: el buque Valaris DS-17 llegaría el miércoles a Mar del Plata

Luego de varios obstáculos, la industria hidrocarburífera podrá conocer el potencial del proyecto Argerich. El buque perforador Valaris DS-17 salió de Río Janeiro y llegaría el miércoles a las 6 al puerto de Mar del Plata. La embarcación será la encargada de hacer el pozo exploratorio en el bloque Cuenca Argentina Norte (CAN) 100.

Hay que recordar que hace dos semanas se concretó la llegada de los buques HOS Remington y Skandi Caledonia que se encargarán de asistir las tareas de perforación.

Valaris DS-17 será quien se encargará de descifrar el misterio hidrocarburífero a 300 kilómetros de Mar del Plata. Según cálculos del consorcio integrado por Equinor, YPF y Shell, el área podría significar una producción inicial de 250 mil barriles por día. Sin embargo, esos datos son teóricos y se espera que el dato fino se obtenga en junio cuando finalicen las tareas exploratorias.

El año pasado el Ministerio de Ambiente de la Nación autorizó la perforación exploratoria en la ventana temporal que va del 15 de diciembre de 2023 al 15 de junio de 2024. El pozo Argerich se hará a 315 kilómetros del puerto de Mar del Plata. Será el primero que se perfore en el país en aguas ultraprofundas, ya que estará a 2.500 metros sobre el lecho marino y tendrá 106 centímetros de diámetro en la superficie del sedimento. La perforación superará los 4.000 metros sobre el suelo.

Los trabajos comenzaron en diciembre cuando el buque BGP Prospector realizó sísmica 2D y 3D en 15.000 km2 con una profundidad de 1.527 metros al lecho marino a más de 300 km de la costa de Buenos Aires.

Valaris DS-17 se hará cargo de las operaciones gracias a su tecnología que le permite trabajar en profundidades de agua de más de 3600 metros. Esa capacidad de perforación le permitirá avanzar con las tareas en el bloque CAN-100 y corroborar los estudios preliminares de YPF sobre la posibilidad de contar con un yacimiento capaz de producir hasta un 40% de la producción actual del país.

De hallarse hidrocarburos, se ingresaría en la siguiente etapa, que es la de establecer los límites del yacimiento con pozos diseñados para testear el fluido a producir. Las proyecciones marcan que en una tercera etapa se podrían comenzar a perforar los pozos de producción.

Valaris DS 17 será el buque encargado de hacer el primer pozo exploratorio del proyecto Argerich.

Las expectativas de Argerich

El bloque CAN -100 despierta interés en toda la industria hidrocarburífera. Los técnicos se basan en los registros sísmicos realizados en 3D por YPF en 2006 y 2007, y otros realizados entre 2017 y 2018 por parte de la empresa Spectrum, informes que determinaron que los datos geológicos adquiridos estimaban “una importante reserva de hidrocarburos” y por eso desde el gobierno proyectan, incluso, la producción de más de mil millones de barriles.

Otro dato que despierta entusiasmo entre los actores de la actividad es el descubrimiento de Venus, que fue realizó TotalEnergies en la costa de Namibia. El yacimiento cuenta con un potencial de 3 mil millones de barriles y que, según especialistas, es una zona geológica que, hace unos 121 millones de años, estaba más cerca de América del Sur.

Asimismo, el Clúster de Energía Mar del Plata estimó que el hallazgo de petróleo convencional abriría la oportunidad de generar inversiones por 40.000 millones de dólares en componentes nacionales y la contratación de unos 125.000 trabajadores para el sector durante las próximas tres décadas.

El buque Pxgeo comienza a explorar el bloque offshore CAN 102

El buque Pxgeo 2 ya está preparado para explorar la Cuenca Argentina Norte (CAN) 102, el bloque que puede significar una nueva oportunidad en la ventana petrolera. El área es operadora por YPF que se encuentra asociada con Equinor y realizar el estudio sísmico 3D demandará 23.825.000 de dólares, según la información que se dio a conocer cuando se presentaron en 2019 las adjudicaciones de las áreas offshore en el Mar Argentino luego de la licitación del año anterior.

La embarcación de bandera de Bahamas arrimó el viernes a Mar del Plata y partió el sábado a unos 310 kilómetros de la costa bonaerense. El buque cargó mercadería y materiales y volvió a altamar.

Mar del Plata es la ciudad que los operadores en busca de hidrocarburos han elegido como referencia logística, ya que desde allí centralizan en buena medida el aprovisionamiento de combustible, la carga de insumos técnicos y víveres y, también, punto para los recambios de tripulaciones que se dan de manera periódica.

El Pxgeo 2, según informó Canal 8, realizará las tareas de prospección sísmica para relevar todo el lecho marino en la zona. El barco utiliza una red de sondas con hidrófonos y realiza un “disparo de aire” que permite penetrar en las capas geológicas. Con esa información, los especialistas estiman la presencia de petróleo o derivados.

Previamente ya había estado el Sunrise G, otra de las embarcaciones que acompaña el operativo que se concentra desde hace algunas semanas sobre la denominada zona CAN2, a unos 300 kilómetros de las costas bonaerenses.

El bloque CAN 102 se encuentra al norte de la Cuenca Argentina Norte y está ubicado en el límite lateral marítimo argentino uruguayo. Tiene 8.964 kilómetros cuadrados y se encuentra a un poco más de 300 kilómetros de la costa, frente al extremo atlántico de la Bahía de Samborombón. El bloque es de aguas ultraprofundas, que van de los 1.200 a los 4.000 metros en la plataforma continental argentina.

Exxon explotaría el bloque Stabroek después de 2029

Exxon está considerando la posibilidad de producir gas natural licuado en Guyana, lo que sería el primer proyecto de su tipo en la cuenca de petróleo de mayor crecimiento del mundo.

Un desarrollo centrado en el gas es “una de las tres opciones que Exxon está considerando para su séptimo proyecto en Guyana”, dijo el gerente del país, Alistair Routledge, en una entrevista en Georgetown el miércoles. Las otras dos son desarrollos adicionales de petróleo a partir de descubrimientos existentes y nuevos, dijo.

Exxon perforará cinco pozos en la parte sureste del Bloque Stabroek, cerca de la frontera con Surinam, este año para comprender mejor los “recursos sustanciales” de gas, dijo Routledge. La compañía también está trabajando en varios conceptos de producción y métodos de envío del gas a clientes globales.

“Creemos que el GNL debe estar en la mezcla porque no hay un mercado grande cerca dentro de un rango económico de infraestructura de tuberías”, dijo Routledge. Exxon está “afinando los rangos de concepto” este año y debería tener una mejor idea de los plazos del proyecto para 2025, dijo.

Exxon planea duplicar la producción de petróleo de Guyana a 1,2 millones de barriles al día para 2027 a partir de cinco proyectos aprobados y uno programado para su aprobación más adelante este año. Pero el gobierno del país también está ansioso por monetizar sus grandes reservas de gas, que hasta ahora han sido de menor importancia que el petróleo. El vicepresidente Bharrat Jagdeo dijo el martes que es imperativo que Guyana desarrolle rápidamente sus estimadas 16 billones de pies cúbicos de recursos de gas a medida que el mundo se transición a una energía más limpia.

“Creemos que podemos encontrar suficiente gas allí para monetizarlo ahora”, dijo Jagdeo. Exxon ha “comenzado a analizar eso y las señales son positivas”.

La instalación de la plataforma del proyecto Fénix finalizó con éxito

La instalación de la plataforma del proyecto Fénix finalizó exitosamente en las costas de Tierra del Fuego. Así lo informó el consorcio conformado por TotalEnergies, Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy (PAE).

“Se trata de un paso firme hacia la puesta en producción del proyecto gasífero costa afuera más importante de la Argentina”, sostuvieron desde Total Austral.

“La compañía celebró el final de la instalación de la plataforma de producción del proyecto gasífero costa afuera, operado por Total Austral, que representa actualmente la mayor inversión en el país en materia energética”, destacaron.

Con el arribo del deck (parte superior de la plataforma) a las costas de Tierra del Fuego y su instalación, la compañía concluye la segunda etapa del proyecto. Las instancias siguientes serán la conexión con el gasoducto a la plataforma Vega Pléyade y la perforación de los tres pozos.

La noticia fue dada a conocer una vez concretado con éxito el traslado transoceánico del deck desde Italia hacia Argentina y su instalación en el Mar Austral Argentino.

De acuerdo con los equipos técnicos a cargo de Fénix, el proyecto costa afuera, impulsado por Total Austral y sus socios Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy, cumplió el objetivo de completar la instalación de la plataforma en el primer trimestre de 2024.

Dada la dimensión de la operación, la logística para la movilización de la plataforma de 4.800 toneladas fue efectuada en dos instancias: instalación del jacket en primer lugar, y del deck en segundo lugar, cuyo traslado en el CY HTV Interocean II fue calificado como exitoso.

La instalación de ambas partes de la plataforma involucró a 4 embarcaciones lideradas por el Barco Aegir del contratista HEEREMA, provisto con una grúa incorporada, desde donde se maniobró la estructura para asentarla en el fondo marino.

Las cubiertas del deck de la plataforma Fénix suman una superficie total de 2.500 metros cuadrados e incluyen cinco niveles: el helipuerto, la cubierta superior, la cubierta principal (donde están ubicadas las cabezas de pozos y la sala de instrumentos), y la cubierta inferior o de acceso. El diseño de la plataforma permitirá operarla desde tierra, sin necesidad de tripulación permanente.

La conexión final del gasoducto submarino que unirá Fénix y Vega Pléyade está prevista para la primera mitad de este año. Por último, se procederá a la perforación de los tres pozos que entrarán en producción a partir de noviembre de 2024. Esta será la tercera y última etapa del proyecto, para lo cual se contará con otra unidad de mayor escala, el equipo de perforación que se ensamblará momentáneamente a la plataforma de producción denominado “Jack Up”.

La puesta en valor del proyecto

El Proyecto Fénix representará para Argentina una mayor disponibilidad de gas natural, aportando hasta 10 millones de metros cúbicos de gas por día para abastecer la demanda local.

El gas natural que se extraerá de Fénix será acondicionado con mano de obra local e inyectado al gasoducto General San Martín, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en los principales centros urbanos del país.

Fénix en cifras:

  •     4 años de estudios, construcción, instalación, y perforación
  •     700 MUSD de inversión
  •     Sustitución de importaciones de entre 10 y 15 Barcos de GNL durante los meses de invierno.
  •     Mas de 3.000 personas involucradas en el proyecto
  •     Uno de los proyectos con menor huella de carbono por m3 de gas (< 10 kgCO2e/boe)
  •     70 metros de profundidad de agua en el sector de instalación
  •     60km de la costa
  •     Nov- 2024: puesta de producción estimada

Fénix: la instalación de la plataforma comienza su segunda etapa

Fénix avanza a paso firme. El proyecto, que aportará hasta 10 millones de metros cúbicos día desde las costas de Tierra del Fuego, comenzó su cuenta regresiva para que deje de ser un sueño a ser una realidad.

El 20 de diciembre comenzó la instalación de la plataforma de producción tras haberse concretado el traslado transoceánico del jacket -parte inferior de la plataforma- desde Italia hacia Argentina, lo cual inaugura la segunda etapa del proyecto.

Dada la magnitud de la operación, la logística para la movilización de la plataforma de 4.800 toneladas se efectuará en dos instancias: instalación del jacket y del topside, que es la parte superior de la plataforma.

Por este motivo, operarán seis embarcaciones en simultáneo, provistas con sistemas de posicionamiento dinámico que logran mantener posición y rumbo mediante propulsión activa, comandada por un sistema de inteligencia artificial que interpreta datos de satélites y sensores de fuerza externos, tales como la corriente y el viento.

La estructura instalada en mar abierto se fijará al suelo marino mediante el hincado de pilotes y la cementación de estos, garantizándose así la estabilidad de la estructura durante todo su ciclo de vida.

En este marco, la embarcación de construcción de aguas profundas (DCV, por sus siglas en ingles) Aegir, pasó por el radar del Puerto de Comodoro Rivadavia y fue asistido por el buque de carga general EEMS DUNDE.

El Aegir es capaz de ejecutar complejos proyectos de tuberías e infraestructuras en entornos de aguas profundas, pudiendo también llevar a cabo instalaciones de plataformas fijas en aguas de baja profundidad, siendo además el primer buque en utilizar un sistema de carrete portátil que permite ahorrar tiempo en la preparación de las operaciones marítimas.

Otra de las características del buque constructor es que dispone de una gran torre de sujeción de la pluma de 5 toneladas para las maniobras de construcción en aguas profundas.

En líneas generales el buque dispone de una eslora de 210 metros, una manga de 46,2 metros y un calado operacional de 9 a 11 metros. Además, cuenta con posicionamiento dinámico 3 (DP3).

La embarcación finalizó la primera etapa de la instalación de la plataforma por lo que se desplazó hasta el Puerto de Comodoro para trasbordar algunos equipos y materiales de la primera etapa al buque de carga general EEMS DUNDEE, que es un equipo de carga general y navega bajo bandera de los Países Bajos con una eslora de 107 metros y una manga de 16 metros.

De la misma manera, el Aegir recibió otros equipos y materiales desde el EEMS DUNDEE para retornar a Tierra del Fuego donde iniciará la segunda etapa de la obra del proyecto Fénix.

Esta operación de transbordo se realiza a 2 millas náuticas aproximadamente donde hay calado aproximado de 35 metros, y es visible desde la costa de la Capital Nacional del Petróleo.

Según las proyecciones, Fénix permitirá un ahorro de 10 barcos de gas natural licuado durante el periodo invernal, lo que equivale a un 25% de las importaciones de GNL.

De acuerdo con lo planificado, el proyecto contribuirá al autoabastecimiento energético y al objetivo de convertir a la Argentina en un exportador neto de energía.

Para la primera mitad del 2024 se prevé la conexión final del gasoducto submarino que unirá Fénix y Vega Pléyade, proyectada para realizarse mediante la utilización de equipos especiales y buzos expertos.

Por último, se procederá a la perforación de los tres pozos horizontales que entrarán secuencialmente en producción a partir de noviembre de 2024.

Argerich será uno de los “36 pozos de alto impacto” en el mundo

Rystad Energy reveló recientemente en un comunicado enviado a Rigzone que ha identificado 36 pozos potenciales de “alto impacto” que se perforarán este año, lo que según la compañía es el total anual más alto desde que comenzó a rastrear el mercado en 2015. Uno de ellos estará ubicado en el bloque CAN 100 donde se encuentra el proyecto Argerich.

“Esto sería un salto considerable desde los 27 pozos de alto impacto perforados el año pasado, y los operadores esperarán una mejor tasa de éxito», señaló Rystad Energy en el comunicado, que destacó que ocho de los 27 pozos de alto impacto perforados el año pasado resultaron en “volúmenes comercialmente movibles”.

Los pozos de alto impacto en 2023 descubrieron volúmenes de mil millones de barriles equivalentes de petróleo, destacó Rystad en el comunicado, señalando que se trataba de un “fuerte descenso desde los 3.500 millones de barriles equivalentes de petróleo encontrados en 2022”.

“Para empeorar las cosas, 2023 fue un año caro, con un aumento de los costes de perforación debido a un mercado de plataformas significativamente más ajustado que en años anteriores, lo que empeoró el golpe de una baja tasa de éxito”, explicó la consultora Rystad Energy en el comunicado.

De los 36 pozos identificados para 2024, 13 están en África, 10 en América Latina, seis en Asia, y Oriente Medio, Europa y América del Norte contienen dos cada uno, mientras que Oceanía contiene uno, indicó Rystad en el comunicado. Catorce de estos pozos se perforarán en cuencas fronterizas y emergentes, y tres de ellos abrirán nuevos yacimientos, de acuerdo con Rystad Energy.

La empresa reveló en el comunicado que alrededor del 70% de los pozos africanos se perforarán en cuencas fronterizas y emergentes o abrirán nuevos yacimientos. Rystad señaló que los “pozos fronterizos importantes” se sitúan en el Mar Rojo, frente a las costas de Egipto, la cuenca de Angoche, frente a las costas de Mozambique, y la cuenca de Namibe, frente a las costas de Angola.

La perforación de alto impacto en el continente americano se centrará principalmente en América Latina y estará dominada por pozos importantes para los objetivos a largo plazo de cada operador, más que por cuencas fronterizas, declaró Rystad Energy, añadiendo que sólo dos de los 12 pozos previstos en el continente americano se encuentran en América del Norte, con uno en EE.UU. y otro en Canadá.

“En América Latina, un pozo fronterizo previsto en el Mar Argentino sería el primer pozo perforado en la cuenca argentina”, dijo Rystad en referencia al Pozo Argerich.

“ExxonMobil también tiene previsto perforar un pozo fronterizo en la cuenca Huérfana frente a las costas de Canadá”, añadió.

Los pozos de alto impacto de Asia incluyen la perforación de aguas ultraprofundas en alta mar en Indonesia y Malasia, la apertura de la Cuenca Andaman de la India y un pozo potencialmente rico en recursos en alta mar en China, informó Rystad en el comunicado.

“A pesar de un decepcionante 2023, muchos operadores continúan explorando nuevos yacimientos y centrándose en las regiones fronterizas”, afirmó Rystad en el comunicado.

“Ocho pozos de alto impacto planificados apuntan a recursos prospectivos en alta mar de más de 430 millones de barriles de petróleo equivalente y considerables recursos prospectivos en tierra de más de 230 millones de barriles de petróleo equivalente”, agregó.

“Los 11 pozos restantes son estratégicamente relevantes para sus respectivos operadores, lo que significa que el éxito de la exploración les ayudaría a afianzarse en la región o a tomar decisiones operativas en el futuro”, prosiguió Rystad Energy.

La compañía señaló en el comunicado que BP, Chevron, Eni, ExxonMobil, Shell y TotalEnergies suelen dominar la perforación de pozos de alto impacto, algo que, según Rystad, «continuará en 2024».

Alrededor de 16 del total de pozos previstos serán perforados por estas empresas, mientras que TotalEnergies planea cinco, Shell tres y Chevron, Eni y ExxonMobil dos cada una, según Rystad Energy.

Las compañías petroleras nacionales y las compañías petroleras nacionales de ámbito internacional representarán ocho de los pozos previstos para este año, mientras que los operadores de exploración y producción y los operadores más pequeños representarán el resto, reveló Rystad.

“A pesar de los decepcionantes resultados de 2023, la industria de la exploración sigue confiando en que la suerte puede cambiar este año”, dijo en el comunicado Taiyab Zain Shariff, vicepresidente de Investigación Upstream de Rystad Energy.

TotalEnergies lista para invertir 6 mil millones de dólares en Nigeria

TotalEnergies está listo para invertir 6 mil millones de dólares en la industria energética de Nigeria, especialmente en proyectos de gas y en alta mar.

“Estamos listos para invertir $6 mil millones en los próximos años. Estamos examinando a fondo más oportunidades para la producción en aguas profundas”, dijo el CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, según un comunicado presidencial.

El jefe de Estado nigeriano, Bola Ahmed Tinubu, mantuvo conversaciones con Pouyanné en Abuja. “Todo está listo. Solo necesitamos finalizar los ajustes y cambios necesarios para desbloquear el excepcional potencial en petróleo y gas”, afirmó el directivo de la empresa francesa.

Nigeria es “muy importante” para TotalEnergies, que representa entre el 8% y el 10% de la producción total de petróleo del grupo. Por su parte, el presidente nigeriano se comprometió a “eliminar todos los obstáculos en la industria del petróleo y gas”.

La compañía indicó que “tiene una cartera sustancial de proyectos que podrían representar 6 mil millones de dólares de inversión en los próximos años”.

En las últimas semanas, la oficina del presidente nigeriano anunció compromisos similares por parte de Shell, por un monto de 6 mil millones de dólares en proyectos offshore, gas natural y gas natural licuado (GNL).

Desde su investidura a finales de mayo, Bola Ahmed Tinubu ha tomado una serie de medidas económicas destinadas a atraer más inversión extranjera a este país productor de petróleo y miembro de la OPEP. La Ley de la Industria del Petróleo, adoptada en 2021 después de años de debate y retrasos, ya tenía como objetivo atraer más inversión extranjera en el sector petrolero a través de cambios en regulaciones, regalías e impuestos.

Nigeria ha visto disminuir su producción de petróleo en los últimos años debido al robo generalizado de oleoductos, ataques, altos costos operativos y burocracia, que han disuadido a los inversores.

El offshore del sur recibió el visto bueno de Nación

El Ministerio del Interior aprobó el proyecto de adquisición sísmica 3D que realizará Equinor en dos bloques de la Cuenca Austral y otro de Malvinas Oeste en el Mar Argentino, como parte de una campaña de exploración offshore.

La Resolución 224/2023 publicada este miércoles en el Boletín Oficial y con firma del ministro Guillermo Francos, aprueba la exploración sísmica en los bloques AUS105, AUS106 y MLO121 tras la redacción del Informe Técnico de Revisión Final, por parte de las direcciones nacionales de Evaluación Ambiental y de Evaluación de Impacto Ambiental y Análisis del Riesgo Ambiental.

En el informe se consideraron todos los antecedentes del proceso de evaluación de impacto ambiental del proyecto y de las instancias participativas realizadas.

La disposición subraya que Equinor –operadora del proyecto offshore que, además, tiene como socios a YPF y CGC- deberá dar “estricto cumplimiento” al Plan de Gestión Ambiental.

Toda actualización de dicho plan, en cuanto a organización, permisos y responsables, deberá ser informado al Ministerio del Interior con la debida antelación.

Entre los cambios que se deberán notificar están las referidos a la ventana temporal de trabajo y las características del buque.

El pasado 8 de diciembre, la Secretaría de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación, dependiente del ex Ministerio de Ambiente –área que aprobaba anteriormente los planes de exploración-, dio por finalizada la instancia participativa de audiencias públicas con el fin de evaluar el impacto ambiental del proyecto.

Previamente, Equinor, YPF y CGC presentaron el Estudio de Impacto Ambiental en una audiencia pública virtual el pasado 22 de noviembre.

El proyecto se trata de una prospección sísmica que permita obtener información sobre el subsuelo y adquirir mayor conocimiento de la geología de los tres bloques adjudicados en 2019, durante la gestión del expresidente Mauricio Macri.

Se trata de una superficie de aproximadamente 6.700 kilómetros cuadrados, a una distancia aproximada de 25 kilómetros costa afuera de la ciudad de Río Grande, en Tierra del Fuego.

El proceso de exploración consiste de un análisis sísmico con buques especializados que llevan equipos de ultrasonidos, los cuales rebotan en el fondo marino y generan imágenes 3D que son analizadas por geólogos y geofísicos.

La misma tiene como objetivo determinar si efectivamente se encuentran allí los recursos y el primer paso para ello es la adquisición de información sísmica, que resulta fundamental para evaluar el potencial del subsuelo.

En la audiencia pública, el country manager de Equinor Argentina, Jose Frey, dijo que “la exploración en el Mar Argentino es uno de los proyectos que Equinor ha decidido priorizar a nivel mundial”, tras lo cual subrayó que la operación cumplirá “los más altos y exigentes estándares internacionales para la seguridad y el cuidado del medio ambiente”.

“Tenemos la experiencia, la capacidad y la voluntad, y disponemos de todos los recursos para llevar a cabo este proyecto de manera segura”, aseveró Frey.

A su turno, el gerente de Exploración de YPF, Hernán Maretto, aseguró que la actividad conforma una “etapa bisagra para la Argentina que enfrenta una oportunidad de transformar el sector energético, agregando valor y con una sólida cultura de crecimiento”, al entender que “el offshore puede alcanzar volúmenes similares o mayores que Vaca Muerta”.

En tanto, el vicepresidente de exploración y desarrollo de CGC, Martín Cevallos, señaló que la compañía ve “como una motivación muy grande para la sinergia que se puede dar con tres empresas que cada una aporta su parte clave”.