OSLO – En el primer semestre de 2020, la actividad en la plataforma noruega se caracterizó por la situación del coronavirus con restricciones en la actividad, una caída en la demanda y una disminución en el precio del petróleo.
Esta primavera, debido a la situación extraordinaria en el mercado petrolero, el gobierno noruego decidió reducir la producción de petróleo a partir de junio y durante el resto del año para contribuir a una estabilización más rápida del mercado petrolero que lo que el mecanismo del mercado hubiera asegurado.
“Todavía hay una base para la creación de valor a largo plazo en la plataforma noruega. Las decisiones políticas han ayudado a estabilizar una situación extraordinaria y exigente. El cambio temporal contribuirá a un alto nivel de actividad continuo, a la par de lo que habíamos previsto antes la pandemia y la caída del precio del petróleo”, dice la directora general Ingrid Sølvberg.
Luego de una aclaración del cambio temporal en la Ley del Impuesto al Petróleo, se presentaron dos planes de desarrollo y operación a las autoridades para su aprobación. Estas son la electrificación parcial del desarrollo de Sleipner y Hod. También es alentador que los socios en el área de Krafla / Askja hayan acordado planes para desarrollar los recursos aquí.
“Al mismo tiempo, hemos notado que la actividad de exploración ha disminuido y será más baja este año de lo que presumimos en enero. Sin embargo, estamos experimentando que las compañías no están cancelando los pozos de exploración, sino que los posponen hasta el próximo año”, dice Sølvberg.
Producción
A fines de abril, las autoridades decidieron reducir la producción de petróleo noruega en 250,000 barriles por día en junio y en 134,000 barriles por día en la segunda mitad del año. Esto se hizo para ayudar a estabilizar el mercado petrolero más rápido, lo cual es importante por consideración para una gestión sólida de los recursos y la economía noruega.
El NPD ha ayudado al MPE en su trabajo para regular la producción. La producción de los campos de gas y condensado, los campos transfronterizos con una corta vida útil restante de producción y los campos maduros no se cortarán.
La producción total de petróleo en el primer semestre de 2020 ascendió a 115,2 millones de metros cúbicos estándar (Sm3) de equivalentes de petróleo (oe). Esto se distribuyó en alrededor de 49,1 millones de Sm3 de petróleo, 56,7 mil millones de Sm3 de gas y 9,4 millones de Sm3 de LGN y condensado.
A pesar de las consecuencias de Covid 19 y la regulación de la producción, la producción de petróleo fue alrededor de 11 millones de Sm3 más alta que en la primera mitad de 2019. Esto fue causado principalmente por la primera fase de Johan Sverdrup que comenzó la producción total esta primavera. El campo ha demostrado entregar más allá de los pronósticos iniciales.
Las ventas de gas para el primer semestre de 2020 son 4.600 millones de Sm3 menos que el período correspondiente del año pasado. Los precios del gas han sido bajos recientemente, y la producción se adapta a tales fluctuaciones del mercado.
Este año se han perforado 84 nuevos pozos de desarrollo; Esto está cerca del mismo nivel que el año pasado.
La perforación de pozos es la medida más importante para aumentar la recuperación, lo que significa que es crucial perforar más pozos.
“Las compañías están haciendo un buen trabajo para crear valor en los campos. Este trabajo debe continuar, los campos deben ser operados eficientemente; las compañías también tienen que desarrollar, probar y utilizar nuevas tecnologías para mejorar la recuperación y reducir las emisiones”, dice el Director de NPD para Desarrollo y operaciones, Kalmar Ildstad.
Al 30 de junio, 88 campos estaban en producción; 66 en el Mar del Norte, 20 en el Mar de Noruega y dos en el Mar de Barents. Dos nuevos campos han entrado en funcionamiento en lo que va del año, Skogul en el Mar del Norte y Ærfugl en el Mar de Noruega. Ambos son desarrollos submarinos vinculados a campos existentes. Skogul está vinculado al buque de producción y almacenamiento de Alvheim a través del campo de Vilje. Ærfugl, que se está desarrollando en dos fases, está vinculado al buque de producción y almacenamiento Skarv (FPSO). Ambos campos son operados por Aker BP.
Noticia tomada de: WorldOil / Traducción libre del inglés por World Energy Trade
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