Aspectos destacados de E&P: 5 de junio de 2023

Aquí hay un resumen de los últimos titulares de E&P en la industria de exploración y producción de petróleo y gas, incluidos los pozos en alta mar del Congo que comienzan la producción y la aprobación para el desarrollo de un campo en el Mar del Norte.

Desde adjudicaciones de nuevos contratos hasta la compra de Resoptima por parte de Halliburton, a continuación se incluye una compilación de los últimos titulares en el espacio de exploración y producción.

Décadas después de su descubrimiento inicial, el campo Boatou en la costa del Congo ha comenzado la producción, anunció Perenco Congo el 5 de junio.

Elf Congo descubrió originalmente Boatou, pero permaneció sin desarrollar hasta hace poco. Perenco Congo obtuvo un permiso de operación de 20 años, que requería la instalación de una plataforma dedicada. Entre marzo y mayo, Perenco y sus socios pusieron en funcionamiento cuatro nuevos pozos con una producción promedio de 4500 bbl/d.

Stéphane Barc, gerente general de Perenco Congo, dijo: "Encontrar soluciones a la medida para campos marginales, entregándolas de manera rápida, eficiente y segura, apunta a un futuro muy prometedor en la República del Congo".

Perenco Congo opera el permiso con una participación del 75% en nombre de los socios SNPC con el 15% y AOGC con el 5% y PetroCongo con el 5%.

Aker BP anunció el 5 de junio que Storting ha aprobado sus planes de desarrollo y operación de Yggdrasil y Fenris, así como su desarrollo adicional de Valhall. El CEO de Aker BP, Karl Johnny Hersvik, estimó que los proyectos Yggdrasil y Valhall PWP-Fenris por sí solos representan casi $ 15 mil millones en inversiones.

Yggdrasil, que consta de los grupos de licencias Hugin, Fulla y Munin, se encuentra entre Alvheim y Oseberg en el Mar del Norte. Aker BP estima los recursos totales en el área de Yggdrasil en más de 700 MMbbl. El concepto de desarrollo tiene un alto grado de flexibilidad y está diseñado para adaptarse a futuros descubrimientos y campos. Se planea una nueva infraestructura extensa.

Toda el área de Yggdrasil se operará de forma remota desde un centro de operaciones integrado en tierra y una sala de control en Stavanger.

"La ingeniería de detalle está muy avanzada. Se han firmado todos los contratos principales y hemos comenzado a realizar miles de órdenes de compra a proveedores, tanto a nivel nacional como internacional. Estamos en camino de comenzar la construcción de acuerdo con el plan en otoño", dijo el vicepresidente sénior Yggdrasil Lars Høier. dijo en un comunicado de prensa.

Valhall PWP-Fenris en la parte sur del Mar del Norte está programado para comenzar la construcción antes del verano. El desarrollo coordinado comprende una nueva plataforma de producción y cabeza de pozo (PWP) ubicada en el centro conectada por un puente al centro de Valhall Field, y una instalación no tripulada en Fenris que se conectará a PWP a través de tuberías en el lecho marino.

Las nuevas reservas, como resultado del proyecto de desarrollo, se estiman en 230 MMboe. El proyecto también garantiza una extensión de la vida útil más allá de 2028 para Valhall y la producción continua de las reservas existentes de Valhall estimadas en 137 MMbbl.

DNO ASA informó el 5 de junio que las instalaciones de producción de la plataforma de cabeza de pozo se retiraron del Schooner Field en alta mar en el Reino Unido, lo que marca la última operación importante en alta mar en el marco del programa de desmantelamiento de varios años del Mar del Norte del operador.

El buque grúa semisumergible Thialf de Heerema Marine Contractors levantó la plataforma de 1.200 toneladas métricas a bordo del buque el 17 de mayo, y la chaqueta se retiró el 23 de mayo después de que los pilotes se cortaran 3 m por debajo del lecho marino. Desde entonces, la plataforma y la chaqueta se han transportado a Hoondert Yard en los Países Bajos para su desmantelamiento y reciclaje.

DNO asumió la operación y la participación en los campos Schooner y Ketch en el Reino Unido y el campo submarino Oselvar en Noruega en 2019. El operador anterior había aplazado el desmantelamiento de estos tres campos al final de su vida útil. DNO completó el taponamiento y el abandono de los nueve pozos de Ketch y los tres pozos de Oselvar en 2021, seguidos de los 12 pozos de Schooner en 2022. Las instalaciones de producción de Ketch y Oselvar se retiraron y desmantelaron el año pasado. Se estima que alrededor del 95% de los materiales eliminados serán reciclados.

El mantenimiento de una grúa de pluma articulada en la plataforma de Hebrón utilizando un extractor de pasador hidráulico dio como resultado un proyectil que casi falla y un objeto que cayó sobre la plataforma, anunció la Junta de Petróleo Marino de Canadá-Terranova y Labrador (C-NLOPB) el 5 de junio.

C-NLOPB dijo que Exxon Mobil Canada Properties informó que el 28 de mayo, durante el mantenimiento de la grúa de pluma articulada, el extractor de pasador hidráulico falló. La varilla extractora, que pesaba unos 6,8 kg, se proyectó unos 19 m a través de la cubierta de la tubería, golpeó la parte superior del pasamanos de la cubierta de la tubería noroeste, cayó 21 m hasta la cubierta inferior y aterrizó en una pasarela.

Si bien el incidente tenía el potencial de fatalidad, dijo C-NLOPB, no hubo heridos. Exxon Mobil dejó de trabajar de inmediato en el área y ha iniciado una investigación sobre la causa raíz del incidente. C-NLOPB está monitoreando la investigación de Exxon Mobil sobre el incidente.

Petrobras y TotalEnergies anunciaron el 31 de mayo que habían firmado contratos de producción compartida (PSC) para bloques en la costa de Brasil.

La firma de contrato más reciente sigue a la ronda de licitación de oferta permanente de diciembre de 2022. Los bloques en oferta incluían Aquamarine, North of Brava y Southwest of Sagittarius.

Agua Marinha es un bloque de exploración presal de 1.300 km2 en la cuenca de Campos al sur del campo Marlim Sul. El programa de trabajo incluye la perforación de un pozo de exploración en firme durante el período de exploración. Petrobras operará el bloque con una participación del 30% en representación de los socios TotalEnergies con el 30%, QatarEnergy con el 20% y PPBL con el 20%.

Petrobras opera y tiene una participación del 100% en el bloque Norte de Brava y adquirió una participación del 60% en Sudoeste de Sagitário en consorcio con Shell, que posee el 40% restante.

Woodside Energy anunció el 30 de mayo que había adjudicado todos los contratos importantes para el desmantelamiento de la infraestructura submarina en los campos de petróleo y gas de Enfield, Griffin, Stybarrow y Echo Yodel en la costa de Australia Occidental.

Se espera que la campaña de desmantelamiento comience en el cuarto trimestre de 2023, sujeto a las aprobaciones regulatorias. Esa campaña sigue a las actividades de desmantelamiento que han estado en marcha en los campos de Enfield y Balnaves desde el primer trimestre de 2022.

La nueva campaña incluirá el desmantelamiento del amarre de la torreta vertical en los campos Enfield y Griffin y el amarre de la torreta desconectable en el campo Stybarrow.

Los contratos cubren la remoción y eliminación de amarres de torretas desconectables y elevadores, umbilicales, líneas de flujo y otra infraestructura submarina. El trabajo será realizado por TechnipFMC, Heerema, McDermott, Fugro, DOF y McMahon. Un contrato para el enchufe permanente y

el abandono (P&A) de pozos en el Campo Stybarrow también ha sido adjudicado a Transocean.

TotalEnergies anunció el 29 de mayo que había renovado la licencia de producción para su bloque OML130 de aguas profundas operado en alta mar en Nigeria por 20 años.

El bloque OML130 contiene el campo Akpo, que comenzó a producir en 2009, y el campo Egina, que comenzó a producir en 2018. En 2022, la producción promedió alrededor de 282 000 boe/d. La puesta en marcha de la producción de Akpo West, un proyecto de ciclo corto, se espera para fines de 2023. Además, OML130 contiene el descubrimiento de Preowei, que se desarrollará como vínculo con Egina FPSO.

"Esta extensión de 20 años nos permitirá avanzar con los estudios FEED sobre el proyecto de enlace de Preowei", dijo en un comunicado de prensa Henri-Max Ndong-Nzue, vicepresidente senior de África E&P en TotalEnergies.

TotalEnergies Upstream Nigeria Ltd. opera OML 130 con una participación del 24 % en nombre de los socios CNOOC con un 45 %, Sapetro con un 15 %, Prime 130 con un 16 % y Nigerian National Petroleum Company Ltd. como concesionaria de la PSC. Africa Oil tiene una participación efectiva del 8% en OML 130 a través de su participación del 50% en Prime Oil & Gas Coöperatief.

Valeura Energy Inc. anunció el 1 de junio que dos de sus contratos relacionados con el campo petrolero Jasmine en Tailandia se habían extendido por cinco años. La carta de Valeura del Jasmine FPSO y un contrato de servicios de operación y mantenimiento para el buque se extendieron hasta finales de 2028.

Shell Global Solutions International BV otorgó a Worley un acuerdo marco empresarial (EFA) de tres años, anunció Worley el 30 de mayo.

El EFA incluye opciones para dos extensiones de un año y sigue un acuerdo marco anterior de cinco años de 2017. Bajo el EFA, Worley proporcionará servicios de ingeniería, adquisiciones y gestión integrada de proyectos en todo el mundo para los proyectos de Shell, cubriendo todos los negocios de Shell. Los equipos de ejecución del proyecto brindarán servicios con un enfoque en la digitalización y la replicación.

Strohm anunció el 5 de junio que había suministrado soluciones de tuberías compuestas para el campo Frade de PRIO en la costa de Brasil.

Según Strohm, el proyecto marca el primer uso de tubería compuesta termoplástica (TCP) para operaciones submarinas permanentes en la región.

El desarrollo submarino Frade se encuentra en la cuenca de aguas profundas del norte de Campos, con pozos vinculados a un FPSO.

Strohm ya entregó dos juegos de TCP Jumpers para el servicio de gas lift, uno de 1300 m de largo y el segundo de 900 m de largo, ambos entregados en carretes de transporte e instalación. PRIO instaló ambas líneas en el segundo trimestre de 2023 en una profundidad de agua de aproximadamente 1200 m.

Saipem anunció el 30 de mayo que DNV había calificado su tecnología de Unidad Acústica Integrada (IAU) para el monitoreo de tuberías submarinas durante las operaciones de tendido.

Saipem desarrolló el instrumento digital IAU, que se basa en tecnología acústica, para permitir el monitoreo remoto no intrusivo de la integridad de las tuberías en alta mar durante las actividades de instalación. Puede localizar obstrucciones, deformaciones de tuberías e ingresos de agua a varios kilómetros de distancia en tiempo real. También puede clasificar y cuantificar las anomalías detectadas y enviar los datos a un operador.

El sistema se utilizará durante el proyecto Scarborough de Woodside Energy en la costa de Australia. Saipem instalará la línea troncal de exportación del gasoducto que conectará el campo de gas de Scarborough con la planta en tierra, sujeto a la recepción de las aprobaciones regulatorias pertinentes.

Saipem ha desplegado varios prototipos de IAU a bordo de sus buques Castorone y Saipem 7000, y una campaña de prueba de campo de años ha validado su desempeño, según Saipem.

PGS informó haber ganado un contrato de encuesta y un financiamiento para un par de encuestas de múltiples clientes.

El 1 de junio, PGS dijo que una importante compañía energética internacional le había otorgado un contrato de adquisición de exploración 3D en el Mediterráneo y que el Ramform Hyperion se movilizaría para la prospección a fines del tercer trimestre de 2023. El programa tiene una duración de aproximadamente 70 días.

El 31 de mayo, PGS anunció que había asegurado la financiación previa de la industria para una gran encuesta de múltiples clientes de varias temporadas en el Mar de Noruega. El Ramform Hyperion adquirirá la primera fase de la encuesta, que comenzará a finales de junio y durará unos 75 días. La segunda fase de la encuesta está programada para 2024 y requiere aproximadamente 70 días de adquisición.

El 30 de mayo, PGS anunció que su empresa conjunta con TGS y SLB había asegurado la financiación previa para expandir la cobertura 3D de múltiples clientes en la cuenca de Sarawak, en alta mar en Malasia. La encuesta cubrirá 6.800 kilómetros cuadrados. El Ramform Sovereign está programado para comenzar la adquisición en junio de 2023 y completar el trabajo en agosto. Esta es la segunda fase de un contrato de varios años adjudicado inicialmente por Petronas en 2020 para adquirir y procesar hasta 105.000 kilómetros cuadrados de datos 3D de varios clientes durante un período de cinco años en la cuenca. La primera fase del programa Sarawak se adquirió en 2021 y cubría 8.400 kilómetros cuadrados.

Aker Solutions anunció el 2 de junio un acuerdo con Aker BP para extender un acuerdo marco para el suministro de sistemas de producción submarinos hasta finales de 2028. Un acuerdo de junio de 2016 tenía una validez de ocho años.

El acuerdo puede cubrir la asistencia a Aker BP para estudios de factibilidad y desarrollo de conceptos, FEED, proyectos de desarrollo submarino y servicios durante la ejecución del proyecto.

Odfjell Drilling anunció el 31 de mayo que la plataforma Deepsea Yantai ganó un contrato de un pozo para trabajar en PL 891 en el Mar de Noruega. El contrato con ConocoPhillips Skandinavia AS incluye opciones para dos pozos adicionales.

Se estima que el alcance firme del trabajo tomará 72 días y comenzará en el tercer trimestre de 2024.

Expro Group anunció el 5 de junio que ganó un contrato de cinco años de intervención e integridad de pozos valorado en más de $30 millones de TotalEnergies EP Uganda para el proyecto Tilenga de múltiples pozos.

El trabajo comienza en el segundo trimestre de 2023, con Expro apoyando inicialmente la actividad de perforación, seguida de la optimización de la producción, la integridad y el soporte de reacondicionamiento de pozos. Expro ha diseñado cuatro unidades de intervención de pozos para ofrecer una única solución operativa para línea de acero y línea trenzada en un entorno de pozo entubado durante toda la vida útil del pozo. La solución está diseñada para reducir la huella del equipo y las emisiones de CO2 equivalentes, al tiempo que ofrece una mayor eficiencia.

El proyecto Tilenga cubre seis campos, con más de 400 pozos planificados en múltiples plataformas. La perforación comenzará este año y continuará durante cinco años.

Halliburton Co. anunció el 5 de junio que había adquirido Resoptima AS, una empresa de tecnología noruega que se especializa en la gestión de yacimientos basada en datos. Halliburton dijo que la adquisición permitirá la integración del modelado de yacimientos y el análisis predictivo de Resoptima en la suite Halliburton Landmark DecisionSpace 365.

Resoptima, utilizado en más de 130 campos activos en todo el mundo, brinda soluciones tecnológicas que mejoran la comprensión de los yacimientos para mejorar la extracción de petróleo, la gestión de recursos y la mitigación de riesgos.

Lanzado en 2013 y desarrollado con aportes de docenas de clientes, el software de Resoptima ayuda a aumentar los factores de recuperación del yacimiento y brinda ahorros en los costos de los proyectos de intervención del yacimiento al evitar errores costosos, como la perforación de pozos de bajo rendimiento y los volúmenes de inyección innecesarios. Atila Mellilo, ex director ejecutivo de Resoptima, se unirá al equipo de liderazgo de Halliburton Landmark.

Las soluciones DecisionSpace365 y Resoptima proporcionan arquitecturas abiertas e interoperabilidad con software de terceros. La cartera combinada mantendrá estas características, mejorando la capacidad de los clientes actuales y futuros para capitalizar sus inversiones anteriores.

Un sistema de manejo de nodos del fondo del océano (OBN) de próxima generación utiliza un vehículo submarino autónomo flotante para acelerar la colocación precisa de los OBN.

PXGEO desarrolló MantaRay basado en la plataforma Sabertooth de Saab en colaboración con Saab, que es capaz de operar en profundidades de agua de 4 ma 3000 m. MantaRay tiene un diseño completamente eléctrico y no requiere umbilicales ni ataduras.

El CEO de PXGEO, Tony Bowman, dijo que la expectativa es tener la flota inicial de MantaRays en pleno funcionamiento para fines de año.

Halliburton Co. anunció el 31 de mayo que Equinor había seleccionado Halliburton Landmark DecisionSpace Geosciences como su caja de herramientas de geociencia estándar y OpenWorks con Open Subsurface Data Universe como su base de datos corporativa para interpretaciones de sus datos del subsuelo.

Como resultado, la comunidad One Subsurface de Equinor tendrá un conjunto de herramientas de subsuelo estandarizado, lo que les permitirá introducir geocientíficos sin problemas en diferentes proyectos. La solución consolidará todos los datos de interpretación en OpenWorks para permitir la interpretación geológica a escala y una transición fluida a la nube. Equinor y Halliburton desarrollarán conjuntamente los flujos de trabajo de exploración de DecisionSpace Geosciences.

Ikon Science anunció el 5 de junio que presentó una herramienta de tecnología de inversión 4D como parte de RokDoc 2023.3 y lanzó la solución de gestión del conocimiento del subsuelo nativa de la nube Curate 2023.3.

Ikon dijo que su aplicación Time-Lapse Ji-Fi ofrece capacidades completas de seguimiento de fluidos 4D para escenarios de producción e inyección y es aplicable en la mayoría de las campañas de producción de hidrocarburos, así como en los esfuerzos de almacenamiento y utilización de captura de carbono.

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Jennifer Pallanich es editora sénior de tecnología de Hart Energy. Ha informado sobre la tecnología que alimenta la exploración, el desarrollo y la producción de parches de petróleo durante más de dos décadas.

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