Feb 17, 2025

Trinidad espera descubrir 60 tcf de gas

Trinidad y Tobago se muestra optimista sobre los nuevos esfuerzos de exploración que podrían descubrir casi 60 billones de pies cúbicos (tcf) de gas natural.

Shikema Dey/OilNOW

Stuart Young, Ministro de Energía y Ministerios de Energía de Trinidad, dijo en la reciente apertura de su emblemática Conferencia de Energía “Los recursos de exploración se sitúan en 58,84 tcf y ofrecen muchas posibilidades de exploración para las empresas que han tenido éxito en las recientes rondas de licitación”.

Stuart había dicho que a Trinidad y Tobago le quedan unos 10 años de producción de gas basándose en menos de 12 billones de pies cúbicos (tcf) de reservas de gas natural. Una auditoría de DeGolyer y MacNaughton encontró que las cantidades técnicamente recuperables sin riesgo de gas probado (P1) y contingente (C1) de Trinidad y Tobago se estiman en 11,498 tcf.

En los últimos años, Trinidad y Tobago ha lanzado rondas de licitación para aprovechar el potencial de los bloques petroleros en las áreas de aguas profundas, en tierra y en alta mar. Según Young, “…todas nuestras rondas de licitación recientes han dado como resultado la concesión de contratos de producción compartida o licencias de exploración y producción a los licitadores ganadores. El resultado de las concesiones y licencias dará como resultado un aumento en el nivel de actividad upstream nacional durante los próximos cinco años”.

TT firmó contratos de producción compartida con un consorcio formado por BP Exploration Operating Company Limited y BG International Limited (Shell) para los bloques 25(a), 25(b) y 27.

Young dijo que la primera fase de exploración, que finalizará en 2025, implicará la realización de 1.990 kilómetros cuadrados de estudios sísmicos 3D en tres bloques de aguas profundas. Si tiene éxito, la segunda fase incluirá un programa de pozos con una inversión de 128,37 millones de dólares durante tres años. Las estimaciones preliminares sugieren que los bloques contienen 2,04 tcf de gas natural y más de 400 millones de barriles de hidrocarburos líquidos.

En 2024, se completaron los estudios sísmicos en los tres bloques de aguas profundas, seguidos de un estudio inmediato del campo Manakin-Cocuina después de obtener la licencia de Venezuela. A esto le siguió el estudio de un bloque de aguas poco profundas después de finalizar un contrato de compraventa de petróleo con Shell, lo que, según Yound, demuestra la “confianza y competencia sin precedentes” del sector energético actual de Trinidad y Tobago.

Para la zona terrestre, dijo Young, en junio de 2024, se emitieron licencias a los postores exitosos para cinco bloques después de Ronda de licitación para proyectos terrestres. Las licencias de seis años requieren estudios geológicos, adquisición y reprocesamiento de datos sísmicos y perforación de al menos 25 pozos de exploración. En los primeros dos años, los licenciatarios reprocesarán 1826,22 km de línea de datos sísmicos 2D y 152 km cuadrados de datos sísmicos 3D, y la perforación comenzará con dos pozos y se intensificará a 23 en los años restantes. La inversión total en el programa de exploración y producción terrestre se estima en US$84,27 millones.

Young también informó que en 2023 se invitó a presentar ofertas para 13 bloques de aguas poco profundas, y tres postores (EOG Resources, BP Exploration y BG International (Shell)) presentaron seis propuestas para cuatro bloques. Tras la evaluación, se adjudicaron contratos de producción compartida a EOG Resources para los bloques NCMA 4(a) y Lower Reverse L, a BP Exploration para el bloque NCMA2 y a BG International para el bloque U(c). Cabe destacar que Shell contrató inmediatamente un buque sísmico para inspeccionar el Bloque U(c), y los dos contratos de compra de gas de EOG fueron los primeros acuerdos nuevos de la compañía en Trinidad y Tobago en 20 años.

El Ministro de Energía explicó que las compañías se han comprometido a realizar estudios geológicos, adquisición y reprocesamiento de datos sísmicos y perforación de pozos como parte de sus programas de trabajo. En la primera fase (3 años), reprocesarán 506 km cuadrados de datos sísmicos 3D y adquirirán 700 km cuadrados de nuevos datos sísmicos 3D, con el objetivo de desarrollar una cartera que conduzca a la perforación de pozos de exploración. Se perforará un pozo de exploración en el Bloque 4(a), con pozos potenciales en otros bloques en la segunda fase. El gasto de capital estimado para el programa de exploración y desarrollo en aguas poco profundas supera los mil millones de dólares, y se espera que el primer gas se obtenga entre 2029 y 2036.

Más recientemente, TT lanzó una ronda de licitación en aguas profundas en 2025 con 26 bloques en juego. Las ofertas ganadoras se anunciarán tres meses después del cierre de la licitación.

Según el Ministro de Energía, “Creemos que la perspectiva mundial sobre los combustibles fósiles, especialmente en lo que respecta al petróleo y el gas, ha cambiado, ya que las principales empresas energéticas han reducido sus inversiones en energías renovables para concentrarse en los sectores de petróleo y gas más rentables y necesarios. Es esencial para nosotros aprovechar esta oportunidad y continuar nuestros esfuerzos para atraer agresivamente la inversión upstream”.

La producción anual de gas de Trinidad ha caído de 1,479 tcf en 2012 a 0,988 tcf en 2022. El gobierno ha estado trabajando para promover asociaciones con Venezuela para el desarrollo conjunto de gas, con la esperanza de que esto revierta parcialmente la disminución gradual de la producción de Trinidad.

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Shikema Dey

Experienced Journalist with a demonstrated history of working in the media production industry and a keen interest in oil and gas, energy, public infrastructure, agriculture, social issues, development and the environment.