Más Exploración Offshore Guyana
Los socios Exxon Mobil, Hess Corp. y CNOOC Nexen Petroleum continuan avanzando hacia el desarrollo de la explotación de los ricos yacimientos de hidrocarburos descubiertos en aguas de Guyana
John Hess, CEO de Hess Corp informó que este mes, un segundo barco de exploración, el Noble Tom Madden, llegó para acelerar las actividades de exploración y evaluación costafuera Guyana, comenzando con el prospecto ubicado a 17 millas al sur de Turbot, para iniciar las operaciones a principios de noviembre, cuyo objetivo son los reservorios del Cretáceo Superior.
Hasta ahora, el esfuerzo de exploración liderado por Exxon Mobil ha llevado a nueve descubrimientos. Ea mas reciente anuncio fue en Agosto luego que Hammerhead-1, abriera las prospectivas del Bloque Stabroek.
[perfectpullquote align=”left” bordertop=”false” cite=”” link=”” color=”” class=”” size=””]“El éxito en la costa de Guyana también ha estimulado el interés de otras compañías que buscan petróleo en la región”[/perfectpullquote]
Los descubrimientos, que se espera que conduzcan a una producción de más de 750,000 BPD de petróleo para el 2025, se encuentran entre los puntos prioritarios de exploración para las que vieron los presupuestos de exploración de las compañías de petróleo y gas drásticamente reducidos durante la desaceleración del mercado. El éxito en la costa de Guyana también ha estimulado el interés de otras compañías que buscan petróleo en la región.
Greg Hill, director de operaciones de Hess, dijo que recientemente se completó con éxito una prueba de flujo en Hammerhead y que se planean actividades adicionales de evaluación. Los planes son para la plataforma Stena Carron que perforó el pozo para ir a las Islas Canarias en España para una nueva certificación antes de regresar a Guyana a fines de diciembre para prforar un pozo en el prospecto Amara del Cretácico Superior, que se encuentra a unas 24 millas al sureste del descubrimiento de Turbot .
Mientras tanto, el desarrollo de la Fase 1 de Liza, iniciada en junio del 2017, está avanzando. El primer petróleo se espera para principios de 2020 con una capacidad nominal de 120,000 BPD de petróleo.
El desarrollo más grande de la Fase 2, con una capacidad de 220,000 BPD, también está en camino para iniciar producción a mediados de 2022 y la Fase 3 está actualmente en FEED y se espera el primer petróleo en 2023.
Hess calificó la posición de la compañía en Guyana como “verdaderamente de clase mundial en todos los aspectos para nuestra compañía“. Los recursos recuperables descubiertos para el Bloque Stabroek, en el que Hess tiene una participación del 30%, se estiman en más de 4 mil millones de barriles de petróleo equivalente.
Guyana es uno de los dos principales motores de crecimiento de Hess. El otro es el Bakken, donde la producción neta creció a 118,000 BPD durante el tercer trimestre del 2018, en comparación con los 103,000 BPD del año anterior.
[perfectpullquote align=”right” bordertop=”false” cite=”” link=”” color=”” class=”” size=””]“Prevemos que la producción neta de Bakken aumentará a aproximadamente 125,000 BPD netos de petróleo equivalente y esperamos perforar aproximadamente 35 pozos y poner en producción 31 pozos”[/perfectpullquote]
“Prevemos que la producción neta de Bakken aumentará a aproximadamente 125,000 BPD netos de petróleo equivalente y esperamos perforar aproximadamente 35 pozos y poner en producción 31 pozos, lo que elevará el total del año 2018 a 120 pozos perforados y 100 pozos nuevos en producción“, dijo Hill.
Hess declaró entusiasmado que “Los resultados iniciales son alentadores. La compañía espera generar un crecimiento anual de la producción de capital de entre el 15% y el 20% hasta el 2021”.
Para el trimestre, la compañía con sede en Nueva York reportó que los ingresos netos aumentaron a $ 52 MM, en comparación con una pérdida neta de $ 624 millones en el 2017. Hess también aumentó la producción de petróleo y gas a un promedio neto de 279,000 BPD, excluyendo a Libia. El monto superó la meta y se produjo cuando el capital de exploración y producción y los gastos de exploración disminuyeron ligeramente a $ 542 MM, en comparación con los $ 558 MM del año anterior.
