Aumentan las actividades de exploración y producción en América Latina

Desde la recesión anterior, el surgimiento de Guyana y el resurgimiento de Brasil jugaron un papel importante en la recuperación de la industria, especialmente en el mercado de FPSO.

El auge de FPSO en América del Sur es principalmente el resultado de grandes inversiones en exploración de aguas profundas y desarrollo de campos. 

Entre 2015 y 2019, las empresas de petróleo y gas invirtieron alrededor de $ 8.1 mil millones en actividades de exploración y desarrollo en el mar de Guyana, según Rystad Energy. 

Antes del repentino colapso del precio del petróleo y la pandemia de COVID-19, el analista dijo que las empresas se estaban preparando para gastar más de 53.000 millones de dólares en el codiciado bloque Stabroek del país en la próxima década.

ExxonMobil, Hess y CNOOC han realizado 16 descubrimientos en el bloque Stabroek en la costa de Guyana.(Mapa cortesía de ExxonMobil)

El operador Exxon Mobil Corp. y los socios Hess Corp. y CNOOC descubrieron más de 8 Bbbl de petróleo recuperable en el bloque de aguas profundas Stabroek y pusieron en marcha el primer proyecto de desarrollo costa afuera del país el 20 de diciembre de 2019.

Según ExxonMobil, Liza Phase 1 es actualmente está aumentando y producirá hasta 120.000 b / d de petróleo en los próximos meses, utilizando el FPSO Liza Destiny.

El FPSO Liza Unity , que se utilizará para Liza Phase 2, se encuentra en Keppel Shipyard en Singapur para la integración e instalación de superficies. 

El FPSO tendrá una capacidad de procesamiento de 220.000 b / d de petróleo, 400 MMpc / d de gas, 250.000 b / d de inyección de agua y una capacidad de almacenamiento de 2 MMbbl de crudo. 

Se extenderá amarrado en una profundidad de agua de aproximadamente 5,249 pies (1,600 m). ExxonMobil ha vuelto a contratar a TechnipFMC y Saipem para los umbilicales, elevadores y líneas de flujo submarinas de la segunda fase (SURF). Se espera que la producción comience a mediados de 2022.

El diseño de ingeniería de front-end (FEED) está en marcha para un posible tercer FPSO, Prosperity , para desarrollar el campo Payara en el mismo bloque. 

A la espera de las aprobaciones del gobierno y la sanción del proyecto, Payara podría comenzar a partir de 2023. Ambos FPSO se basan en el programa Fast4Ward de SBM Offshore, un casco de nueva construcción y multipropósito combinado con varios módulos superiores estandarizados.

Cuatro buques de perforación en Guyana continúan explorando y evaluando nuevos recursos, así como desarrollando los recursos dentro de los proyectos aprobados, dijo ExxonMobil. 

Se espera que se despliegue un quinto buque de perforación a finales de este año. Para 2025, el operador espera que al menos cinco FPSO estén en servicio en el bloque que produzcan más de 750.000 b / d.

Otras empresas han tenido éxito en aguas de Guyana. Tullow Oil y sus socios Eco (Atlantic) Oil & Gas y los pozos de descubrimiento Jethro y Joe de Total en el bloque Orinduik demostraron dos campos petroleros diferentes en los intervalos Cretácico y Terciario. 

Las muestras de Jethro-1 y Joe-1 indican crudos pesados ​​móviles, similares a los crudos pesados ​​comerciales que se encuentran en el Mar del Norte, el Golfo de México, la cuenca de Campos costa afuera de Brasil, Venezuela y Angola, según Eco.

Costa afuera de Surinam, Apache Corp. y el gran descubrimiento de petróleo Maka Central de Total en el bloque 58 demostró ser un sistema de hidrocarburos en funcionamiento en el intervalo menos profundo del Campaniano del Cretácico Superior y el intervalo más profundo de Santonian.

John J. Christmann IV, CEO y presidente de Apache, dijo: “Los datos preliminares de evaluación de formaciones indican el potencial de prolíficos pozos de petróleo. Además, el tamaño de la característica estratigráfica, según lo definido por imágenes sísmicas 3D, sugiere un recurso sustancial ”.

Se está perforando el segundo pozo de exploración en el bloque 58, Sapakara West-1. A pesar de la reciente recesión, Apache dijo que procederá, como estaba previsto, a un tercer prospecto de exploración.

Petrobras y sus socios aprobaron la segunda fase del proyecto Mero en el bloque Libra de aguas ultraprofundas en la cuenca presal de Santos, costa afuera de Brasil. 

Diseñado y construido utilizando el programa Fast4Ward de SBM, el FPSO Sepetiba tendrá una capacidad de procesamiento de 180.000 b / d de petróleo, 12 MMcm / d de gas, 250.000 b / d de inyección de agua y una capacidad de almacenamiento de 1,4 MMbbl de crudo. 

La entrega vence en 2022. Se extenderá amarrado a una profundidad de agua de 6.562 pies (2.000 m) y conectará hasta 16 pozos. Otros socios del consorcio Libra son Shell, CNOOC y CNPC. Pré-Sal Petróleo gestiona el contrato de producción compartida de Libra.

Esquema del proyecto de Bacalhau costa afuera de Brasil.(Cortesía de Subsea 7)

Equinor ha adjudicado contratos FEED para el desarrollo de la Fase 1 del área de Bacalhau (ex-Carcará) en la cuenca presal de Santos, costa afuera de Brasil. MODEC, que comenzó el trabajo de pre-FEED para el FPSO a fines de 2018, manejará el FEED completo, con Subsea Integration Alliance (SIA) entre Subsea 7 y OneSubsea responsable de SURF FEED.

Los contratos se basan en una adjudicación en dos pasos. El FEED y la preinversión están en marcha, con la opción de avanzar a la fase de ejecución bajo un contrato llave en mano de suma global que incluye ingeniería, adquisiciones, construcción e instalación para todos los alcances SURF y FPSO. 

Ambos están sujetos a una decisión de inversión planificada para fines de 2020. El primer petróleo debería seguir durante 2023-24.

El campo Bacalhau se encuentra a 115 millas (185 km) de la costa del Estado de São Paulo en profundidades de agua de alrededor de 6.726 pies (2.050 m).

Según Equinor, el FPSO será el más grande de Brasil hasta la fecha con una capacidad de producción de 220.000 b / d.

MODEC será responsable del diseño y construcción del FPSO, incluidos los equipos de procesamiento de la parte superior, el casco y los sistemas marinos, y SOFEC suministrará el sistema de amarre extendido. 

Esta será la segunda aplicación del casco M350 de la compañía, un diseño de doble casco de nueva construcción que se dice que se adapta a superficies más grandes y una mayor capacidad de almacenamiento que los buques tanque VLCC convencionales, lo que también proporciona una vida útil de diseño más larga. Dalian Shipbuilding Industry Co. en China construirá el casco.

Margareth Øvrum, vicepresidenta ejecutiva de Desarrollo y Producción de Equinor en Brasil, dijo que la compañía planeaba aumentar su producción costa afuera de Brasil a 300-500,000 b / d para 2030.

Equinor opera Bacalhau con una participación del 40%, en sociedad con ExxonMobil 40%, Petrogal Brasil 20% y Pré-sal Petróleo SA.

Las compañías petroleras están avanzando en proyectos de exploración y desarrollo en toda América Latina.

El verano pasado, Eni se convirtió en el primer operador internacional en producir petróleo costa afuera de México luego de la Reforma Energética del país. La producción temprana se inició en el pozo Mitzón 2 en el campo Miztón en el Área 1 en la Bahía de Campeche. 

Este fue el desarrollo inicial de la concesión, que también contiene los campos Amoca y Tecoalli: los recursos in situ totales se estiman en 2,1 Bboe (90% de petróleo). La empresa adquirió el Área 1 mediante una ronda de licitación competitiva en septiembre de 2015.

La producción de la plataforma de campo Miztón, en una profundidad de agua de 111 pies (34 m), se exporta a través de un ducto multifásico a la instalación receptora en tierra (ORF) de Eni en Sánchez Magallanes, Estado de Tabasco.

Luego de la separación en ORF, el flujo del pozo continúa hasta la planta San Ramón de Pemex para su tratamiento.

Eni espera que la fase de producción temprana entregue hasta 15,000 b / d de petróleo con producción de campo completo para comenzar a principios de 2021 a través de un FPSO, llegando a un pico de 100,000 boe / d.

Según el gerente general de Eni, Claudio Descalzi, la producción comenzó menos de dos años y medio después del primer pozo de la empresa en la concesión y en menos de un año desde que el gobierno aprobó el proyecto.

El plan para el Área 1 también incluye dos plataformas adicionales en el campo Amoca y una en el campo Tecoalli.

Se estima que el descubrimiento de petróleo Saasken de Eni en el bloque 10 en la cuenca Sureste tiene 200-300 MMbbl de petróleo en el lugar. La empresa y los socios Lukoil y Capricorn planean evaluar el descubrimiento e iniciar estudios para un desarrollo comercial.

Talos Energy probablemente presentará el plan de desarrollo para el campo costa afuera Zama al gobierno de México este verano, según su socio Premier Oil. 

En junio pasado, la empresa de riesgo compartido del bloque 7 acordó los elementos principales de un desarrollo de campo completo para maximizar la recuperación general del campo Zama, donde se cree que las reservas oscilan entre 670 y 970 MMbpe. Proponen dos plataformas de procesamiento, perforación y alojamiento conectadas a una FPSO, con extracción de petróleo por buques tanque.

Premier destacó que la aprobación del plan estaría sujeta a un acuerdo de unificación del campo entre los socios del bloque 7 y Pemex, operador de un bloque adyacente que contiene una extensión de Zama. Las discusiones avanzan de acuerdo con el proceso regulatorio mexicano. Pero si no se llega a un acuerdo, se nombrará a un experto independiente durante el 2T para determinar la participación inicial del terreno en el campo, de conformidad con el proceso de acuerdo previo a la unificación aprobado por el gobierno.

BHP ha seleccionado a SBM Offshore USA Inc., Technip USA Inc. dba Genesis North America y McDermott Inc. para entregar un estudio de ingeniería inicial para una unidad de producción flotante semisumergible para el campo de aguas profundas Trion frente a México. BHP es el operador y tiene una participación del 60% y Pemex tiene el 40%.

Costa afuera de Trinidad y Tobago, BHP aprobó el proyecto de petróleo y gas Ruby en el bloque 3 (a). El desarrollo se centrará en los recursos de los embalses de Ruby y Delaware e implicará conexiones de cinco pozos de producción a las instalaciones de procesamiento existentes. 

BHP estima recursos recuperables en 13,2 MMbbl de petróleo y 274 bcf de gas natural. Anticipa la puesta en marcha durante el año calendario 2021, con una producción máxima de ~ 16.000 b / dy ~ 80 MMpc / d. Los socios son Heritage Petroleum y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago.

Bahamas Petroleum Co., que se ha estado preparando para perforar su primer pozo exploratorio en alta mar de las Bahamas, dijo que si los desarrollos negativos actuales obligan a posponer la Perseverancia # 1 desde la fecha de perforación planificada en junio, la próxima ventana práctica sería a partir de mediados de octubre en adelante. . Esto es después del período de mayor riesgo de la temporada de huracanes en el área del Golfo de México. 

La compañía enfatizó que este no es su objetivo de planificación, pero que necesita implementar un plan de «respaldo» realista para cumplir con su obligación de licencia primaria de un pozo de exploración inicial en 2020.

Artículo fuente: https://www.offshore-mag.com/regional-reports/article/14174870/ep-activities-rising-across-latin-america