Por OILPRICE – 10 de noviembre de 2021 (World energy trade)
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Antes de la nueva versión del “Plan de Acción Integral Conjunto” (JCPOA, por sus siglas en inglés) que Irán espera tener en vigor antes del 20 de marzo de 2022, el país busca aumentar la producción de crudo no sólo de sus principales yacimientos en Karoun Occidental y de los yacimientos compartidos con Irak y otros, sino también de yacimientos menos conocidos que, sin embargo, tienen miles de millones de barriles de reservas de petróleo, en gran parte sin explotar.
El desarrollo de estos yacimientos tiene ventajas adicionales: en primer lugar, prácticamente toda su producción tiene un comprador garantizado en China, en línea con el acuerdo Irán-China de 25 años; y, en segundo lugar, es menos probable que las noticias relacionadas con estos yacimientos menos conocidos lleguen a la opinión pública iraní, que reaccionó muy negativamente cuando se hizo pública la noticia del alcance del acuerdo Irán-China.
OilPrice.com tiene conocimientos de fuentes cercanas al Ministerio de Petróleo. “Se calcula que la sección que se disputaban Irán, Irak y Kuwait tiene unas reservas de 6.000 millones de barriles, de los que al menos el 18% se considera recuperable”, dijo una de las fuentes. “El Ministerio del Petróleo estima que esta sección es relativamente sencilla de desarrollar, si se cuenta con el equipo y la tecnología adecuados, con un coste medio de recuperación por barril que es al menos un 15% inferior a la tasa media de recuperación más baja de la región, es decir, entre 1,65 y 1,70 dólares por barril, mientras que la media más baja de Irán, Irak y Arabia Saudí se sitúa en torno a los 2 dólares por barril”, dijo una de las fuentes.
“La NIOC estima que la producción de crudo de esta sección podría ascender a 1,4 millones de barriles diarios en los primeros cinco años de desarrollo adecuado y podría estabilizarse en torno a ese nivel, lo que la convertiría en uno de los mayores yacimientos productores de petróleo del mundo”, declaró a OilPrice.com.
Otro de estos yacimientos es el de Doroud, que se calcula que contiene 7.600 millones de barriles de petróleo en su interior, de los que sólo se han recuperado hasta ahora unos 1.600 millones de barriles, dada su paralización en el transcurso de la guerra entre Irán e Irak de 1980 a 1988.
Después de esto, el primer gran esfuerzo de desarrollo se produjo en 1997, cuando se perforaron 42 pozos en el yacimiento, compuestos por 19 en alta mar y 23 en tierra. Dos años más tarde, Irán firmó un acuerdo con el supergrande energético francés Total (ahora TotalEnergies) para el desarrollo de Doroud, pero su plan de inyectar gas en el yacimiento en un calendario específicamente secuenciado no se llevó a cabo y el proyecto se detuvo.
Según el Ministerio de Petróleo iraní, un programa correctamente secuenciado de técnicas de recuperación mejorada de petróleo (EOR) en todo el yacimiento supondría la recuperación rápida de otros 1.000 millones de barriles de petróleo como mínimo 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 estudiando un enfoque similar basado en la EOR para el yacimiento de Mansouri, situado a 60 km al sur de Ahvaz, en la provincia de Khuzestan, a 50 km al oeste del puerto de Mahshahr y a 40 km al este del supergigante yacimiento de Ab Teimour.
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El primer pozo del yacimiento Mansouri se perforó en 1963 en su yacimiento de Asmari, mientras que el primer pozo en su yacimiento de Bangestan se inició en 1974, y el procesamiento del petróleo de Bangestan se transfirió de la unidad de producción de Ahvaz a la de Mansouri en 1979.
Aunque las estimaciones de las reservas de crudo de todo el yacimiento de Mansouri varían mucho, la opinión conservadora es que son de al menos 3.300 millones de barriles, y los objetivos de la siguiente fase de producción de crudo son de al menos 150.000 barriles diarios de la capa de Asmari y de al menos 75.000 bpd de la capa de Bangestan.
En el momento en que se acordó el JCPOA original en 2015, Mansouri estaba completado en un 99%, con una unidad de producción y desalinización entonces nueva que había avanzado un poco más del 98%, mientras que la parte de ingeniería estaba completada en un 95%.
En ese momento, el desarrollo completo de Mansouri -junto con otros campos supuestamente menores- se estaba discutiendo con Rusia, con vistas a que varios de sus representantes estatales de petróleo y gas se hicieran cargo de ellos desde la National Iranian Oil Company o la National Iranian Gas Company.
En el caso de Mansouri, en particular, los planes estaban muy avanzados para que Lukoil se involucrara, con un objetivo de producción de 100.000 bpd en la fase 1 y de 150.000 bpd en la fase 2, que aún se mantiene.
En ese momento, la producción sólo de la capa Asmari de Mansouri -Asmari es la capa superior de tres, siendo las otras dos las capas Bangestan y Khami- era de una media de 60.000, habiendo alcanzado los 100.000 bpd en varios momentos anteriores.
La contrapartida para Lukoil, o para cualquier empresa rusa que se hiciera cargo de la explotación como parte del acuerdo renovable de 20 años con el país, sería que recibiría un trato preferente en las solicitudes de otros yacimientos petrolíferos iraníes y unas condiciones preferentes en el marco de un “Contrato Integrado de Petróleo” modificado que estaba en proceso de construcción en ese momento por Teherán.
Lukoil ya había invertido alrededor de 65 millones de dólares antes de tener que retirarse cuando se intensificaron las sanciones en 2011/2012, pero los hallazgos internos de Lukoil y del Ministerio de Petróleo mostraron un enorme potencial en el bloque, especialmente en los campos de 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 quintuplicaron en el Ministerio de Petróleo.
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