Una de las tres prioridades fundamentales para Irán -junto con la finalización de todas las fases de su yacimiento de gas natural supergigante de South Pars y la ampliación de su sector de productos petroquímicos de valor añadido- es aumentar la producción de petróleo crudo y las exportaciones de su grupo de yacimientos petrolíferos gigantes de West Karoun.
Los yacimientos de West Karoun contienen en conjunto por lo menos 67.000 millones de barriles de petróleo en su lugar y, con una tasa media de recuperación que en la actualidad es sólo de alrededor del 4,5% (en comparación con más del 50% en yacimientos similares de Arabia Saudita), el potencial para aumentar drásticamente los ingresos de Irán por concepto de petróleo crudo es enorme.
Dado que China sigue siendo un comprador dispuesto a comprar todo el crudo que Irán quiere venderle, Teherán anunció la semana pasada una serie de iniciativas destinadas a completar la cadena de producción-transporte-exportación de los flujos de petróleo de West Karoun.
Para empezar, se lanzó oficialmente la primera fase de la cadena de transferencia de petróleo de los yacimientos de West Karoun, con una capacidad de entrega diaria de 460.000 barriles por día (bpd) de crudo pesado y 254.000 bpd de crudo ligero a las terminales de exportación.
El punto de partida de la ruta de transmisión es la estación de bombeo de West Karoun, el punto medio es la estación de bombeo de Omidieh, y las terminales de Bahregan y Jask marcan la etapa final de esta cadena de transmisión. Con el desarrollo de la fase 2 de este proyecto, que está en curso, se creará capacidad para transferir más de un millón de barriles de petróleo crudo desde el conjunto de yacimientos petrolíferos de West Karoun a las terminales de exportación.
Más o menos al mismo tiempo, está en marcha el proceso de fabricación de las válvulas de compuerta de 42 pulgadas compatibles con fluidos ácidos que se utilizarán en el oleoducto para transferir el petróleo crudo desde Goreh, en el distrito rural de Shoaybiyeh-ye Gharbi de la provincia de Khuzestan, hasta el puerto de Jask, en la provincia de Hormozgan, en el Golfo de Omán.
Según un comentario hecho la semana pasada por el director general de la Compañía de Ingeniería y Desarrollo Petrolero (PEDEC), Touraj Dehghani, se están fabricando ahora en el país 83 válvulas de 42 pulgadas relacionadas con las funciones de compuerta, control y cierre de emergencia del proyecto de oleoducto para garantizar que no se produzcan demoras debido a las actuales sanciones de los Estados Unidos.
El oleoducto de Goreh-Jask en general incluye la construcción de un oleoducto principal de aproximadamente 1.000 kilómetros de longitud, lo que supone la construcción corolaria de seis oleoductos más pequeños, cinco casas de bombas, tres estaciones para recibir y enviar los cerdos del oleoducto, 10 centrales eléctricas, 400 kilómetros de líneas de transmisión, tres amarres de punto único, oleoductos submarinos y un cuenco amortiguador.
Una vez en Jask, el petróleo se almacenará en uno de los 20 tanques de almacenamiento, cada uno con capacidad para 500.000 barriles de petróleo, en una primera fase (con un total de 10 millones de barriles) para su posterior carga en buques de transporte de crudo de gran tamaño (VLCC) que se dirigen desde el Golfo de Omán al Mar Arábigo y luego al Océano Índico.
En la segunda fase se ampliará la capacidad de almacenamiento a un total de 30 millones de barriles, una importante fuente de la industria del petróleo y el gas que trabaja en estrecha colaboración con el Ministerio de Petróleo de Irán, con quien habló OilPrice.com la semana pasada. Estos VLCCs serán acomodados en instalaciones de embarque que cuestan alrededor de US$200 millones en la primera fase, aunque los planes son de expandir la capacidad para permitir un mayor embarque regular de varios productos petroleros y petroquímicos en particular la demanda en Asia.
Además, según un reciente comentario de Hossein Azimi, director de la Pars Oil and Gas Company (POGC) que supervisa los desarrollos en el yacimiento supergigante de gas natural no asociado de Irán, South Pars, recientemente llegó a Assaluyeh un sistema de carga de punto único de amarre (SPM) con una capacidad de 7.000 metros cuadrados por hora de capacidad de carga que aumentaría la capacidad de carga de condensado de gas del yacimiento.
Este SPM permitirá el manejo de carga líquida, como los productos de petróleo, para los buques cisterna. “Habrá algunos más de estos instalados en el sur, en el Golfo de Omán, en los próximos meses, ya que son muy útiles en zonas donde no se dispone de una instalación dedicada a la carga o descarga de cargas líquidas”, dijo la fuente iraní a OilPrice.com.
Estas SPM funcionarán de manera similar a las del vecino de Irán, Irak, en el sentido de que estarán ubicadas a muchos kilómetros de las instalaciones en tierra firme, conectadas a ellas por una serie de tuberías submarinas y capaces de manejar el mayor de los VLCC.
Este oleoducto de 42 pulgadas es absolutamente crucial para que Irán pueda seguir eludiendo las sanciones impuestas por los Estados Unidos en su contra y para ampliar su ya considerable base de clientes en Asia, en particular en China.
“El modelo logístico que Irán tiene actualmente no es sostenible en las circunstancias actuales, con alrededor del 90% de todo su petróleo para exportación actualmente cargado en la isla de Kharg – con la mayoría de las cargas restantes pasando por las terminales de Lavan y Sirri – lo que lo convierte en un objetivo obvio y fácil para los EE.UU. y sus apoderados para paralizar el sector petrolero de Irán y, por tanto, su economía”, dijo la fuente a OilPrice.com la semana pasada.
“Incluso antes de que se volvieran a imponer las sanciones estadounidenses en [mayo] de 2018, la terminal de Kharg no era ideal para su uso por parte de los buques cisterna, ya que la estrechez del Estrecho de Ormuz hace que tengan que atravesarlo con extrema lentitud, lo que significa que el costo del tránsito aumenta, hay retrasos en las corrientes de ingresos y son blancos fáciles incluso para ataques sencillos”, dijo.
“Por el contrario, Irán quiere poder utilizar la amenaza -o la realidad- de cerrar el Estrecho de Ormuz por razones políticas sin terminar de destruir también su propia corriente de ingresos por exportaciones de petróleo”, añadió. Por eso, subrayó, es probable que el oleoducto de Goreh-Jask esté terminado mucho antes del plazo oficial de finales de este año civil iraní que termina el 20 de marzo de 2021.
Con el fin de maximizar el impacto inicial de esta nueva ruta de exportación en las finanzas altamente presionadas de Irán, este país quiere aumentar la producción colectiva de los principales campos petrolíferos de West Karoun -Norte de Azadegan, Sur de Azadegan, Norte de Yaran, Sur de Yaran y Yadavaran- en al menos 500.000 bpd. Esta cifra de aumento de la producción formaba parte de las obligaciones acordadas por China en virtud del acuerdo de 25 años suscrito entre Irán y China el año pasado, y actualizado recientemente para incluir un importante elemento militar, como reveló en exclusiva OilPrice.com.
Aunque la protesta pública en Irán tras las revelaciones del acuerdo de 25 años obligó a China a frenar públicamente el desarrollo de varios campos de West Karoun – más notablemente, quizás, Sinopec y la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) del norte de Azadegan y Yadavaran – la realidad es que China está tan involucrada como siempre pero usando la cubierta de contratos independientes separados para trabajos específicos. Esta plantilla operativa se utilizó más recientemente para disfrazar la participación de China en el sur de Azadegan y Yaran (norte y sur) en el grupo de yacimientos petrolíferos de West Karoun.
También es la plantilla que se está utilizando en varios de los 13 proyectos anunciados la semana pasada con el objetivo de añadir más de 185.000 bpd a la capacidad de producción de petróleo de Irán para finales de 2022.
Aunque estos acuerdos de proyecto fueron firmados, a primera vista, con empresas nacionales iraníes, los 13 proyectos formaban parte de un paquete más amplio propuesto en 2016 para aumentar la capacidad de producción en al menos 280.000 bpd de 33 campos. La propuesta se hizo después de la visita del Ministro de Relaciones Exteriores del Irán, Mohammad Zarif, a su homólogo de China, Wang Li, durante la cual ambas partes firmaron la hoja de ruta original de 25 años para la asociación estratégica general entre China e Irán.
El paquete de acuerdos, cada vez más amplio, comprenderá al menos 165 nuevos pozos que se están perforando en esos campos y la reparación de al menos 71 ya existentes, con una financiación china esencialmente ilimitada y múltiples empresas chinas que trabajan en todos los proyectos sobre la base mencionada de contrato por contrato, según la fuente iraní.
Efectuar un aumento de 500.000 bpd de los yacimientos petrolíferos de West Karoun no debería ser difícil para China. En conjunto, los principales yacimientos de la agrupación están produciendo actualmente alrededor de 350.000 a 375.000 bpd, pero esto se basa en la tasa de recuperación extraordinariamente baja de alrededor del 4,0 al 4,5% a sueldo de los yacimientos.
Esto se compara con una tasa media de recuperación de al menos el 50% en campos similares de Arabia Saudita, con planes realistas de aumentarla hasta al menos el 70% en los próximos dos años. “Dado que el costo promedio de extracción por barril de crudo en Irán – un indicador de la facilidad de extracción – es casi exactamente el mismo que en Arabia Saudita, no hay razón para que las tasas de recuperación no sean también casi exactamente las mismas”, dijo la fuente de Irán.
“De hecho, antes de que los Estados Unidos se retiraran del JCPOA [Plan de Acción Integral Conjunto] en [mayo] de 2018, una serie de empresas petroleras internacionales que querían participar en Irán proporcionaron planes detallados y realistas al Ministerio de Petróleo sobre cómo podrían aumentar la tasa media de recuperación en los campos de West Karoun hasta al menos el 12,5% en los primeros 12 meses, luego el 20% el año siguiente, y luego hasta el 50% en los cinco años siguientes como máximo”, concluyó.
Noticia tomada de: OilPrice / Traducción libre de: World Energy Trade
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