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Grandes Descubrimientos Y Costos Reducidos Generan Interés De Muchas Petroleras Globales, Principalmente En Brasil, Guayana Y Surinam
El desarrollo de petróleo y gas offshore de América del Sur está entrando en una nueva era como resultado de nuevos descubrimientos masivos, particularmente en el exterior de Brasil, Surinam y Guayana, incluyendo la caída de los breakevens ( Cuando los cálculos indican que las empresas han alcanzado el punto de equilibrio) que hacen que los proyectos a gran escala sean más atractivos financieramente. La combinación de los 3 ha convertido el desarrollo offshore de América del Sur en una de las piezas más atractivas del mundo.
De acuerdo con un informe reciente de GlobalData, el precio de venta promedio del petróleo para los 10 principales proyectos de aguas profundas en América del Sur es de US $ 50 / bbl y US $ 40 / bbl, respectivamente. GlobalData informó que más de US $ 81 mil millones en inversiones se gastarán durante la vida útil de los 10 principales proyectos offshore en América del Sur, que el analista previó que eventualmente producirían 8,4 Bboe.
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Guayana
En la vanguardia del surgimiento de la industria offshore de América del Sur está Guayana, donde Exxon Mobil y su socio, Hess Corp., anunciaron 12 descubrimientos en el macizo Bloque Stabroek. El 7 de febrero, las dos empresas anunciaron sus últimos descubrimientos en Tilapia-1 y Haimara-1, en la porción sureste de Stabroek.
«Estos dos descubrimientos demuestran el continuo potencial de exploración del prolífico bloque de Stabroek y aumentan la ya anunciada estimación de recursos recuperables brutos anunciados de más de 5 mil millones de barriles de petróleo equivalente», dijo John Hess, CEO de Hess, en un comunicado anunciando los descubrimientos.
De acuerdo con Hess, los 10 descubrimientos anteriores en el Bloque Stabroek establecieron el potencial de al menos FPSOs produciendo más de 750.000 bbl / d en 2025.
Liza Fase 1 abrió la pieza y fue sancionada en 2017. Se espera que Liza Fase 1 entre en operación a principios de 2020 y produzca hasta 120.000 bbl / d desde el FPSO Liza Destiny. La Liza Fase 2 usará un segundo FPSO y debería producir hasta 220.000 bbl / d después de su partida en 2022, de acuerdo con Hess.
Liza Fase 1 viene con costos de breakeven de US $ 35 / bbl (Brent) y Liza Fase 2 tiene un punto de equilibrio de US $ 25 / bbl, de acuerdo con la empresa. En su presentación de inversores de 2018, Hess citó tasas bajas de equipos y un enfoque de estandarización mejorado para reducir costos y mejorar los cronogramas. También observó que la utilización de FPSOs aceleraría el primer petróleo para Liza Fase 1 en hasta 12 meses.
Wood Mackenzie informó en septiembre de 2018 que el Complejo Liza de Guayana es responsable del 15% de todo el petróleo convencional encontrado globalmente desde 2015.
Mientras tanto, Payara, ubicada a 19 km (12 millas) al noroeste de Liza, podría recibir una sanción aún este año con la producción iniciada en 2022.
Otros desarrollos en el Bloque Stabroek incluyen Snoek, Turbot, Pluma, Ranger, Hammerhead, Longtail y Pacora.
Barbara Lowery-Yilmas, vicepresidenta senior de exploración de Hess, dijo durante el día del inversor de la empresa en 2018 que la empresa planea continuar las actividades de exploración y evaluación este año, particularmente al sureste del área de Turbot. De acuerdo con Hess, las áreas de Turbot incluyen los descubrimientos de tilapia, tortuga, longtail y pluma.
Hess declaró en su anuncio de Tilapia-1 y Haimara-1 que la creciente área de Turbot deberá progresar a un importante centro de desarrollo con la adquisición de datos sísmicos en 4-D de base en curso.
Ubicado al norte de Stabroek está el emergente Bloque Kaieteur, situado a 250 km de la costa de Guayana. Hess y Exxon Mobil han adquirido bloques allí o han iniciado levantamientos sísmicos en algunas áreas. En abril de 2018, Hess anunció que adquirió una participación del 15% en el bloque. Su programa de trabajo de 2018 incluyó el procesamiento y la interpretación de alrededor de 5.700 km2 de datos sísmicos en 3-D y la evaluación de un futuro programa de perforación. De acuerdo con Hess, el Bloque Kaieteur está en la misma cuenca geológica que el Bloque Stabroek.
Surinam
Adyacente a la prolífica Cuenca de Guayana está la Cuenca de Surinam, y los dos combinados poseen estimados 13,6 Bbbl de petróleo y 906,1 Bcm (32 Tcf) de gas natural, convirtiéndose en la segunda cuenca de petróleo offshore más prometedora del mundo, según la US Geological Survey.
Entre las empresas que lideran el trabajo de exploración en la Cuenca de Surinam están Exxon Mobil, Kosmos Energy, Chevron, Tullow Oil y las empresas nacionales de petróleo Repsol y Equinor.
Hablando durante la reunión del inversor de la empresa en el tercer trimestre de 2018, el CEO de Apache, John Christmann, dijo que la empresa identificó varios prospectos de alta calidad en la región y planea perforar al menos un pozo allí este año.
“Vamos a iniciar un programa de perforación [en 2019] en el Bloque 58, donde Apache actualmente posee el 100%”, dijo él. «Este bloque no ha sido probado y es adyacente al Bloque Stabroek de Exxon Mobil, en la vecina Guayana.»
Sin embargo, algunos resultados iniciales en la cuenca no fueron favorables. Kosmos Energy inició dos pozos el año pasado, el Pontoenoe-1 en el Bloque 42 y el Anapai-1A en el Bloque 45. No obstante, Kosmos vio lo suficiente como para continuar sus esfuerzos de exploración en el futuro.
“Estamos en las primeras etapas de exploración de la emergente Cuenca de Surinam-Guayana, y dadas las indicaciones de una fuente madura, un reservorio cretáceo de calidad y
Desde la perspectiva, creemos que hay un potencial remanente significativo en el Bloque 42”, dijo Andrew Inglis, presidente y CEO de Kosmos, en octubre. «Nuestro plan actual es probar el próximo prospecto en 2020.»
Brasil
Gran parte de la famosa Cuenca de Campos, en Brasil, se acerca al final de su vida económica – Wood Mackenzie estimó en septiembre de 2018 que 32 plataformas alcanzarían su corte económico para 2025 – la Cuenca de Santos ha emergido como su próxima gran productora. La ascensión de la Cuenca de Santos puede atribuirse en parte a la legislación de aprobación del gobierno de Brasil en 2016, que permite una mayor inversión privada y extranjera en las áreas offshore del país. La nueva legislación resultó en actividad de licenciamiento offshore en Brasil que alcanzó su punto máximo en 2017 y 2018, de acuerdo con un informe de Wood Mackenzie.
En una subasta de septiembre de 2018, el gobierno de Brasil otorgó bloques en la capa de pre-sal a Royal Dutch Shell, Exxon Mobil, Chevron y Petrobras.
Según Petrobras, la producción de pre-sal ha aumentado constantemente en la Cuenca de Santos desde 2010, alcanzando más de 1 millón de barriles / día en 2016 y representando más del 50% de la producción brasileña de petróleo y gas. La formación de pre-sal contiene alrededor de 16,4 mil millones de reservas brutas en aguas ultraprofundas brasileñas.
“Los principales desafíos que enfrenta el desarrollo de los campos de pre-sal incluyen condiciones oceanográficas adversas en las cuencas de Santos y Campos – un ambiente acuático ultradeep sin infraestructura de producción preinstalada, que se encuentra a 300 km de la costa con profundidades de agua de más de 2 km [1 milla] y un reservorio de petróleo ubicado a 5 km [3 millas] por debajo del lecho marino con una capa de sal de 2 km de grosor”, informó Stratas Advisors en un informe de 2018 sobre la producción offshore en Brasil.
Entre las soluciones a los desafíos que Stratas señaló estaban el desarrollo de infraestructura de ductos para llevar petróleo y gas del fondo marino a la plataforma, nuevas soluciones para la construcción de pozos y diseño de sistemas de separación y reinyección de CO2 que permitan la producción de petróleo en los reservorios de pre-sal más extremos. .
También apoyando el aumento del desarrollo, los precios de breakeven están cayendo, cayendo a alrededor de US $ 35 / bbl y US $ 40 / bbl para nuevos proyectos de pre-sal, según BP.
Los proyectos más recientes de Brasil incluyen Búzios 1, en el cual Petrobras inició la producción en abril de 2018. Búzios 2 inició la producción en noviembre desde la plataforma P-75. Según Petrobras, la P-75 fue la cuarta plataforma en iniciar la producción en 2018, después del FPSO Cidade Campos dos Goytacazes en el Campo de la Tortuga Verde, la P-69 en el Campo de Lula y la P-74 en el Campo de Búzios.
Si bien la Cuenca de Campos puede necesitar hasta US $ 8 mil millones para desmantelamiento e infraestructura relacionada para las 32 plataformas envejecidas, Wood Mackenzie sugirió que la misma cantidad podría ser invertida en el redesarrollo de estos campos maduros, extendiendo aún más la vida y la producción del campo.
«Estimamos que el redesarrollo podría agregar 230.000 barriles / día para 2025 y posponer el 60% de los costos de desactivación para después de 2030», informó la empresa.
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