Grandes descubrimientos y costos reducidos generan interés de muchas compañías petroleras globales, principalmente en Brasil, Guyana y Surinam

El desarrollo de petróleo y gas en alta mar en América del Sur está entrando en una nueva era como resultado de nuevos descubrimientos masivos, particularmente en alta mar en Brasil, Surinam y Guyana, incluida la caída de los puntos de equilibrio (cuando los cálculos indican que las empresas han alcanzado el punto de equilibrio) que hacen desarrollos a gran escala. más atractivo financieramente. La combinación de los 3 ha hecho que el desarrollo offshore en América del Sur sea una de las partes más atractivas del mundo.

Según un informe reciente de GlobalData, el precio promedio de venta de petróleo para los 10 principales proyectos de aguas profundas y aguas profundas en América del Sur es de $50/bbl y $40/bbl, respectivamente. GlobalData informó que se gastarán más de $81 mil millones en inversiones durante la vida útil de los 10 principales proyectos costa afuera en América del Sur, que el analista pronosticó que eventualmente producirían 8,4 Bboe.

Guayana

A la vanguardia del surgimiento de la industria offshore de América del Sur se encuentra Guyana, donde Exxon Mobil y su socio Hess Corp. han anunciado 12 descubrimientos en el enorme Bloque Stabroek. El 7 de febrero, las dos compañías anunciaron sus últimos descubrimientos en Tilapia-1 y Haimara-1, en la parte sureste de Stabroek.

“Estos dos descubrimientos demuestran el potencial de exploración continuo del prolífico bloque Stabroek y se suman a la estimación de recursos brutos recuperables previamente anunciada de más de 5 mil millones de barriles de petróleo equivalente”, dijo John Hess, CEO de Hess, en un comunicado al anunciar los descubrimientos.

Según Hess, los 10 descubrimientos anteriores en el Bloque Stabroek han establecido el potencial de que al menos las FPSO produzcan más de 750.000 2025 bbl/d para XNUMX.

Liza Phase 1 abrió la obra y fue sancionada en 2017. Se espera que Liza Phase 1 entre en funcionamiento a principios de 2020 y produzca hasta 120.000 2 bbl/da de FPSO Liza Destiny. Liza Phase 220.000 utilizará un segundo FPSO y se espera que produzca hasta 2022 bbl/d después de que comience en XNUMX, según Hess.

Liza Phase 1 viene con costos de equilibrio de $ 35/bbl (Brent) y Liza Phase 2 tiene un punto de equilibrio de $ 25/bbl, según la compañía. En su presentación para inversionistas de 2018, Hess citó tarifas de equipo bajas y un enfoque de estandarización mejorado para reducir costos y mejorar los cronogramas. También señaló que la utilización de FPSO aceleraría el primer petróleo para la Fase 1 de Liza hasta en 12 meses.

Wood Mackenzie informó en septiembre de 2018 que el Complejo Liza de Guyana representa el 15% de todo el petróleo convencional encontrado a nivel mundial desde 2015.

Mientras tanto, Payara, ubicada a 19 km (12 millas) al noroeste de Liza, podría enfrentar una sanción más adelante este año y la producción comenzará en 2022.

Otros desarrollos en Stabroek Block incluyen Snoek, Turbot, Pluma, Ranger, Hammerhead, Longtail y Pacora.

Barbara Lowery-Yilmas, vicepresidenta sénior de exploración de Hess, dijo durante el día del inversor de 2018 de la compañía que la compañía planea continuar con las actividades de exploración y evaluación este año, particularmente en el área sureste de Turbot. Según Hess, las áreas de Turbot incluyen descubrimientos de tilapia, tortuga, cola larga y pluma.

Hess declaró en su anuncio de Tilapia-1 y Haimara-1 que se espera que el área de crecimiento de Turbot avance hasta convertirse en un importante centro de desarrollo con la adquisición de datos sísmicos 4-D de referencia en marcha.

Ubicado al norte de Stabroek se encuentra el Bloque Kaieteur emergente, ubicado a 250 km de la costa de Guyana. Hess y Exxon Mobil adquirieron bloques allí o iniciaron estudios sísmicos en algunas áreas. En abril de 2018, Hess anunció que había adquirido una participación del 15 % en el bloque. Su programa de trabajo de 2018 incluyó el procesamiento e interpretación de alrededor de 5.700 km2 de datos sísmicos 3-D y la evaluación de un futuro programa de perforación. Según Hess, el Bloque Kaieteur se encuentra en la misma cuenca geológica que el Bloque Stabroek.

Suriname

Adyacente a la prolífica cuenca de Guyana se encuentra la cuenca de Surinam, y las dos combinadas contienen aproximadamente 13,6 Bbbl de petróleo y 906,1 Bcm (32 Tcf) de gas natural, lo que la convierte en la segunda cuenca petrolera costa afuera más prometedora del mundo, según EE. UU. Geológico. Buscar.

Entre las empresas que lideran los trabajos de exploración en la cuenca de Surinam se encuentran Exxon Mobil, Kosmos Energy, Chevron, Tullow Oil y las petroleras nacionales Repsol y Equinor.

Hablando durante la reunión de inversionistas del tercer trimestre de 2018 de la compañía, el director ejecutivo de Apache, John Christmann, dijo que la compañía 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. “Este bloque no ha sido probado y es adyacente al bloque Stabroek de Exxon Mobil en la vecina Guyana”.

Sin embargo, algunos resultados iniciales en la cuenca no fueron favorables. Kosmos Energy abrió dos pozos el año pasado, Pontoenoe-1 en el Bloque 42 y Anapai-1A en el Bloque 45. Sin embargo, Kosmos ha visto lo suficiente como para continuar con sus esfuerzos de exploración en el futuro.

“Estamos en las primeras etapas de exploración en la cuenca emergente de Surinam-Guyana, y tenemos indicaciones de una fuente madura, un reservorio del Cretácico de calidad y

Desde la perspectiva, creemos que queda un potencial significativo en el Bloque 42”, dijo Andrew Inglis, presidente y director ejecutivo de Kosmos, en octubre. “Nuestro plan actual es probar la próxima perspectiva en 2020”.

Brasil

Gran parte de la famosa cuenca de Campos de Brasil está llegando al final de su vida económica: Wood Mackenzie estimó en septiembre de 2018 que 32 plataformas alcanzarían su límite económico para 2025; la cuenca de Santos se ha convertido en su próximo gran productor. El auge de la cuenca de Santos se puede atribuir en parte a la legislación aprobada por el gobierno de Brasil en 2016, que permite una mayor inversión privada y extranjera en las áreas costa afuera del país. La nueva legislación ha dado lugar a que la actividad de concesión de licencias en alta mar en Brasil alcance su punto máximo en 2017 y 2018, según un informe de Wood Mackenzie.

En una subasta de septiembre de 2018, el gobierno de Brasil adjudicó bloques en la capa presalina a Royal Dutch Shell, Exxon Mobil, Chevron y Petrobras.

Según Petrobras, la producción del presalino 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 del presal contiene alrededor de 16,4 millones de reservas brutas en aguas ultraprofundas brasileñas.

“Os principais desafios que o desenvolvimento dos campos de pré-sal enfrentam incluem condições oceanográficas adversas nas bacias de Santos e Campos – um ambiente aquático ultradeep sem infraestrutura de produção pré-instalada, que fica a 300 km da costa com profundidades de água mais profundas do que 2 km [1 milha] e um reservatório de óleo aninhado 5 km [3 milhas] abaixo do leito do mar com uma camada de sal de 2 km de espessura, ”relatou a Stratas Advisors em um relatório de 2018 sobre a produção offshore en Brasil.

Entre las soluciones a los desafíos que señaló Stratas se encuentran el desarrollo de infraestructura de oleoductos para llevar petróleo y gas desde el lecho marino hasta la plataforma, nuevas soluciones para la construcción de pozos y el diseño de sistemas de separación y reinyección de CO2 que permitan la producción de petróleo en el yacimientos presal más extremos. .

También apoyando un mayor desarrollo, los precios de equilibrio están cayendo, cayendo a alrededor de $ 35/bbl y $ 40/bbl para nuevos proyectos presalinos, según BP.

Los proyectos más recientes en Brasil incluyen Búzios 1, en el que Petrobras inició la producción en abril de 2018. Búzios 2 comenzó la producción en noviembre desde la plataforma P-75. Según Petrobras, la P-75 fue la cuarta plataforma en entrar en producción en 2018, después de la FPSO Cidade Campos dos Goytacazes en Campo da Tartaruga Verde, la P-69 en Campo de Lula y la P-74 en Campo de Búzios.

Si bien la Cuenca de Campos podría necesitar hasta $8 mil millones para el desmantelamiento y la infraestructura relacionada para las 32 plataformas envejecidas, Wood Mackenzie sugirió que se podría invertir la misma cantidad en el redesarrollo de estos campos maduros, extendiendo aún más la vida útil y la producción del campo. .

“Estimamos que la reurbanización podría agregar 230.000 barriles por día para 2025 y diferir el 60% de los costos de desmantelamiento para después de 2030”, dijo la compañía.