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Eni anuncia en el Delta del Nilo descubrimiento de gas natural en el pozo Nidoco N-2 con 50 millones de pies cúbicos por día
El 2 de mayo de 2026, el Ministerio de Petróleo y Recursos Minerales de Egipto anunció un nuevo descubrimiento de gas natural en el Delta del Nilo.
Según reportó el Daily News Egypt, el pozo Nidoco N-2 inyectará 50 millones de pies cúbicos por día (MMpcd) en el sistema egipcio.
El pozo se encuentra en la concesión West Abu Madi, en el gobernorado de Kafr El-Sheikh.
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El operador es la italiana Eni en asociación con la británica BP y la estatal egipcia EGPC, a través de Petrobel.
Según el ministerio, la perforación fue realizada por la sonda EDC-56.
El objetivo geológico se encuentra en aguas poco profundas de aproximadamente 10 metros de profundidad, a aproximadamente 3 kilómetros de la costa.
Nidoco N-2 se conecta a facilidades existentes en menos de 2 kilómetros
La gran ventaja del pozo Nidoco N-2 es la proximidad con infraestructura existente. Según datos oficiales, se encuentra a menos de 2 kilómetros de las facilidades de producción de Petrobel.
En otras palabras, la conexión a la red nacional egipcia puede ocurrir en un plazo corto. Por consiguiente, la producción comercial debe iniciar rápidamente tras las pruebas finales.
De hecho, el cronograma reduce el tiempo de retorno de la inversión. En ese momento, Eni evita el costo elevado de nuevas líneas submarinas largas.
Eni, BP y EGPC forman consorcio Petrobel en la concesión West Abu Madi
La concesión West Abu Madi pertenece a Petrobel, joint venture entre EGPC y Eni.
En comparación con otras áreas egipcias, la región acumula múltiples descubrimientos de gas desde los años 2000.
Por otro lado, la italiana Eni también opera el megacampo Zohr, descubierto en 2015.
Se trata de la mayor reserva de gas natural del Mediterráneo, con estimación de 30 trillones de pies cúbicos.
De la misma forma, BP participa como socia en la exploración y tiene operaciones propias en la región.
Por eso, el Delta del Nilo se ha convertido en un hub estratégico para la estatal británica en el Mediterráneo Oriental.
Perforación direccional onshore alcanza objetivo offshore y reduce costos operacionales
La perforación del pozo Nidoco N-2 utilizó técnicas direccionales avanzadas. Según detalles del proyecto, la sonda EDC-56 partió de una plataforma onshore y alcanzó el reservorio offshore.
En otras palabras, la operación evita el montaje de una plataforma flotante completa. Por consiguiente, reduce costos operacionales y acelera el cronograma de la obra.
De acuerdo con Offshore Energy, la perforación direccional es estándar internacional para campos poco profundos de baja lámina de agua.
De la misma forma, Petrobras adopta una técnica similar en aguas poco profundas en Brasil.
- Producción esperada: 50 millones de pies cúbicos/día
- Concesión: West Abu Madi (Kafr El-Sheikh, Egipto)
- Operadores: Eni + BP + EGPC (joint Petrobel)
- Sonda: EDC-56 (perforación direccional)
- Profundidad del mar: ~10 metros
- Distancia de las facilidades: menos de 2 km
El Cairo apuesta por nuevos descubrimientos para revertir la caída de producción desde 2023
Egipto experimentó un déficit energético entre 2022 y 2024. Según datos oficiales, el país pasó de exportador a importador neto de gas en 2024.
Por otro lado, nuevos descubrimientos han acelerado la recomposición de la producción. En otras palabras, el objetivo declarado es volver a exportar GNL a partir de 2027.
De hecho, la estrategia combina asociaciones con grandes compañías internacionales e inversión estatal directa. En ese momento, Eni se posiciona como socio preferencial de Egipto en el descubrimiento y producción de gas.
Brasil tiene gas natural en el presal pero depende de importaciones en otras regiones
Brasil produce gas natural principalmente en los campos del presal de Santos. Según datos de la ANP, el país alcanzó 154 millones de m³ diarios en 2024.
En comparación con Egipto, Brasil tiene reservas mayores pero distribución geográfica diferente.
Otros descubrimientos globales recientes incluyen la aprehensión del petrolero Ocean Koi en el Estrecho de Ormuz, que afecta el flujo internacional.
Por otro lado, la importación brasileña de gas boliviano sigue contratada hasta 2030. De la misma forma, el Norte de Brasil aún depende de termoeléctricas a diésel o aceite.
El Mediterráneo Oriental se consolida como hub global de gas natural
El Mediterráneo Oriental alberga gigantes del gas natural.
Según datos internacionales, el Zohr egipcio, el Leviathan israelí y el Aphrodite chipriota suman reservas de más de 50 trillones de pies cúbicos.
En comparación con Catar o Estados Unidos, el Mediterráneo Oriental aún exporta un volumen menor. Por consiguiente, la infraestructura nueva de GNL y gasoductos avanza rápidamente.
De acuerdo con Eni, la estrategia de la empresa combina descubrimientos pequeños-rápidos (como Nidoco N-2) con megacampos a largo plazo.
Por eso, mantiene producción estable independientemente de que surjan o no nuevos megacampos.
Próximos pasos: Petrobel debe perforar más 4 pozos exploratorios en el Delta del Nilo
Petrobel anunció un plan para más 4 pozos exploratorios en el Delta del Nilo.
En seguida, la perforación de nuevos objetivos alrededor del Nidoco N-2 debe avanzar hasta el fin de 2026.
Según el Ministerio egipcio, la meta es añadir al menos 200 millones de pies cúbicos diarios al sistema hasta 2027.
De la misma forma, Eni evalúa nuevos prospectos en asociación con BP.
Otras grandes obras energéticas globales incluyen el templo perdido en Saqqara, recientemente revelado en otro contexto egipcio. En ese momento, el país combina patrimonio histórico con infraestructura energética moderna.
Hay limitaciones reconocidas. Conflictos regionales como la guerra en Gaza afectan logística e inversiones en el Mediterráneo Oriental.
Según apunta el sector, riesgos geopolíticos restringen el ritmo de nuevas exploraciones en aguas internacionales.
En comparación con la Cuenca de Levante israelí, Egipto tiene un perfil de riesgo mayor, pero aún atractivo para grandes compañías europeas.
De la misma forma, el Banco Mundial monitorea la exposición financiera de El Cairo. En ese momento, la estabilidad del contrato con Eni sirve de referencia para futuros licenciamientos.
Según analistas, el gas del Delta del Nilo debe sostener la matriz egipcia por los próximos 15 años.
Por consiguiente, el país planea modernizar la red nacional de distribución hasta 2030.
Según apunta el sector, riesgos geopolíticos restringen el ritmo de nuevas exploraciones en aguas internacionales.
¿Podrá Eni mantener el ritmo de descubrimientos que sostiene la estrategia egipcia de retomar el estatus de exportador neto de gas natural hasta 2027?
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