Irán podría producir miles de millones de barriles de 4 campos petroleros poco conocidos

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Antes de la nueva iteración del 'Plan de Acción Integral Conjunto' (JCPOA) que Irán espera tener en vigor antes del 20 de marzo de 2022,el país está buscando aumentar la producción de petróleo crudo no solo de sus principales campos en West Karoun y campos compartidos con Irak y otros, sino también de campos menos conocidos que, sin embargo, tienen miles de millones de barriles de reservas de petróleo. en gran parte sin explotar. Hay beneficios adicionales al desarrollar estos campos: en primer lugar, prácticamente toda su producción tiene un comprador garantizado en China, en línea con el acuerdo de 25 años entre Irány China; y, en segundo lugar, es menos probable que las noticias relacionadas con estos campos menos conocidos lleguen al público iraní, que reaccionó muy negativamente cuando se hicieron públicas las noticias sobre el alcance del acuerdo Irán-China.

Tal sitio es Arvand, que la Compañía de Producción de Petróleo y Gas de Arvandan espera que la producción de petróleo crudo alcance los 1,4 millones de barriles por día (bpd) para 2025. Ubicado a unos 50 kilómetros (km) al sur de Abadan en la provincia de Juzestán, se estima que Arvand contiene alrededor de mil millones de barriles de petróleo en tres capas principales, aunque todas con una gravedad API de entre 39 y 43, más unos 14 mil millones de metros cúbicos de gas seco y 55 millones de barriles de condensado de gas. Aunque ha habido problemas sobre cuál de los tres países -Irán, Irak o Kuwait- que contienen partes del embalse tiene la propiedad sobre qué partes del mismo, Teherán ahora cree que el asunto se ha resuelto en gran medida, OilPrice.com entiende de fuentes cercanas al Ministerio de Petróleo. "Se estima que la sección que estaba en disputa por Irán, Irak y Kuwait, tiene reservas de 6.000 millones de barriles, con al menos el 18 por ciento de lo que se considera recuperable", dijo una de las fuentes la semana pasada. "El Ministerio [de Petróleo] estima que esta sección es relativamente sencilla de desarrollar, dado el equipo y la tecnología adecuados, con una recuperación promedio de costos por barril que es al menos un 15 por ciento más baja que la tasa de recuperación promedio más baja de la región, es decir, de US $ 1.65 a US $ 1.70 por barril, mientras que el promedio bajo para Irán, Irak y Arabia Saudita están alrededor de US$2,00 por barril", dijo una fuente. "El NIOC estima que la producción de petróleo crudo de esta sección podría aumentar a 1,4 millones de barriles por día dentro de los primeros cinco años de desarrollo adecuado y podría estabilizarse alrededor de ese nivel, convirtiéndolo en uno de los campos petroleros de mayor producción en el mundo", dijo a OilPrice.com. 

Otro sitio de este tipo es Doroud, que se estima que contiene 7.600 millones de barriles de petróleo en su lugar, de los cuales solo se han recuperado alrededor de 1.600 millones de barriles hasta ahora, dado su cierre en el transcurso de la guerra Irán-Irak de 1980-1988. Después de esto, el primer gran esfuerzo de desarrollo llegó en 1997 cuando se perforaron 42 pozos en el campo, compuestos por 19 en alta mar y 23 en tierra. Dos años más tarde, Irán firmó un acuerdo con la supermayor energética francesa Total (ahora TotalEnergies) para el desarrollo de Doroud, pero su plan de inyectar gas en el campo en un calendario específicamente secuenciado no sucedió y el proyecto se detuvo. Según el Ministerio de Petróleo de Irán, un programa correctamente secuenciado de técnicas mejoradas de recuperación de petróleo (EOR) en todo el sitio significaría que otros 1.000 millones de barriles al menos de petróleo se recuperarían rápidamente y, según fuentes de la industria petrolera en Irán, la cifra a largo plazo podría ser de otros 2.000 millones de barriles.

Se está considerando un enfoque similar basado en EOR para el campo petrolero de Mansouri, ubicado a 60 km al sur de Ahvaz en la provincia de Juzestán, a 50 km al oeste del puerto de Mahshahr y a 40 km al este del campo supergigante Ab Teimour. El primer pozo en el campo de Mansouri se perforó en 1963 en su embalse de Asmari, mientras que el primer pozo en su embalse de Bangesouri comenzó en 1974, con el procesamiento del petróleo de Bangestan transferido de la unidad de producción de Ahvaz a la unidad de producción de Mansouri en 1979. Aunque las estimaciones de reservas de petróleo crudo para todo el campo de Mansouri varían ampliamente, la opinión conservadora es que son de al menos 3.300 millones de barriles, con los objetivos de la siguiente fase para la producción de petróleo crudo de al menos 150.000 barriles por día de la capa de Asmari y al menos 75.000 bpd de la capa de Bangestán. En el momento en que se acordó el JCPOA original en 2015, Mansouri estaba alrededor del 99 por ciento completado, con una unidad de producción y desacantación entonces nueva que había logrado un progreso de poco más del 98 por ciento, mientras que el lado de la ingeniería se encontraba en aproximadamente el 95 por ciento de finalización.

En ese momento, el desarrollo completo de Mansouri, junto con varios otros de estos campos supuestamente menores, se estaba discutiendo con Rusia, con miras a que varios de sus representantes estatales de petróleo y gas los tomaron de la Compañía Nacional de Petróleo Iraní o la Compañía Nacional de Gas Iraní. Para Mansouri en particular, los planes estaban muy avanzados para que Lukoil se involucrara, con la producción objetivo de la Fase 1 de 100,000 bpd y los 150,000 bpd de la Fase 2, que aún se mantienen. En ese momento, la producción de la capa de Asmari solo de Mansouri (Asmari es la capa superior de tres, y las otras dos son las capas de Bangestan y Khami) promedió alrededor de 60,000, habiendo alcanzado los 100,000 bpd en varios puntos antes de eso.

La compensación para Lukoil, o cualquier empresa rusa que asumiera el desarrollo como parte del acuerdo móvil de 20 años con el país, iba a ser que recibió un trato preferencial en las solicitudes de otros campos petroleros iraníes y términos preferenciales en virtud de un "Contrato Integrado de Petróleo" modificado que estaba en proceso de ser construido en ese momento por Teherán. En ese momento, además de Mansouri y Ab Teimour, Rusia estaba en negociaciones avanzadas con Teherán para regresar al bloque de exploración Anaran en el oeste del país, en las que Lukoil, junto con Statoil de Noruega, descubrió importantes perspectivas en 2005. Lukoil ya había puesto alrededor de US $ 65 millones antes de que tuviera que retirarse cuando se intensificaron las sanciones en 2011/2012, pero los hallazgos internos de Lukoil y el Ministerio de Petróleo mostraron un enorme potencial en el bloque, especialmente en los campos Azar y Changuleh West. Dehloran y Musian también pueden haber sorprendido al alza, y las proyecciones iniciales de que las reservas recuperables en el bloque eran de 1.000 millones de barriles se incrementaron en un factor de cinco dentro del Ministerio de Petróleo.