En el actual período de sanciones más estrictas, el enfoque de Irán en su sector petrolero es, en general, aumentar la capacidad de sus yacimientos en el Karoun occidental y de los enormes campos que comparte con Irak. Esta estrategia le permite, en primer lugar, generar ingresos incluso en el entorno del petróleo de bajo precio -su costo de levantamiento de 1 a 2 dólares por barril es el mismo que el de Arabia Saudita- y, en segundo lugar, posicionarse para asumir cualquier disminución de la oferta causada por la guerra de precios del petróleo. Según una fuente del sector petrolero que trabaja en estrecha colaboración con el Ministerio de Petróleo de Irán, Teherán espera que Arabia Saudita, por ejemplo, tenga dificultades para cumplir con las fantásticas cifras de suministro que ha dado a los principales compradores potenciales, en particular en el Este, en las próximas semanas y más allá. Este punto de vista parece totalmente razonable, dado que la semana pasada Saudi Aramco, según se informa, rechazó al menos tres solicitudes de refinerías asiáticas (una coreana, una taiwanesa y una china) de crudo adicional para abril, además de sus acuerdos de suministro a largo plazo. La explotación de los campos de Karoun occidental no solo implica la exploración y el desarrollo continuos de los mayores yacimientos conocidos de la región rica en petróleo -Norte de Azadegan, Sur de Azadegan, Norte de Yaran, Sur de Yaran y Yadavaran- sino también de los menos conocidos. El desarrollo de este último segmento de los recursos petrolíferos será necesario para lograr el objetivo declarado por el Ministro de Petróleo de Irán, Bijan Zanganeh, que es que los yacimientos de Karoun occidental produzcan al menos un millón de barriles de petróleo por día cuando se haya restablecido el acceso a una inversión y una tecnología suficientes. Mientras tanto, la región está produciendo alrededor de un tercio de ese nivel. Sin embargo, incluso en este momento, se está tratando de conseguir cada incremento de barriles ya que, según la fuente iraní, por cada 1% que se incrementa la tasa de recuperación de Karoun occidental, las reservas recuperables aumentan en 670 millones de barriles. A un precio medio del petróleo Brent de 30 dólares por barril, lo que equivale a algo más de 20.000 millones de dólares de ingresos adicionales para Irán.
Ese yacimiento es Darquain (o “Darkhoein”), situado a 45 kilómetros al norte de la ciudad de Khorramshahr y a 100 kilómetros al sur de la ciudad de Ahvaz, rica en petróleo, en la provincia de Juzestán. Con un mínimo estimado de 5.000 millones de barriles de petróleo, de los cuales 1.300 millones se consideran recuperables, el yacimiento fue desarrollado inicialmente por la empresa italiana ENI sobre la base de su exitosa licitación de contratos de recompra de 2001, junto con su socio local Naftiran Intertrade. La producción de petróleo ligero (gravedad API de 39) comenzó en 2005, con Darquin-1, y el desarrollo de Darquain-2 le siguió a principios de 2011. Ambos se han centrado en la explotación de la formación del yacimiento de Fahlyan, con los consiguientes flujos de petróleo que se entregan al oleoducto Ahvaz-Abadan.
En la actualidad, Irán está sentando las bases de las conversaciones finales con los promotores chinos y rusos para que asuman un papel más central en el desarrollo del yacimiento, una vez que el mercado mundial del petróleo haya alcanzado un nuevo equilibrio. De hecho, antes de la reimposición de las sanciones estadounidenses en mayo de 2018, el contrato para Darquain había sido uno de los 30.000 millones de dólares en acuerdos “estratégicos” en materia de energía acordados por Irán con Rusia durante la visita del presidente Vladimir Putin a Teherán en noviembre de 2017. En ellos debían participar los pesos pesados rusos de propiedad estatal Rosneft (petróleo) y Gazprom (gas), según la fuente iraní.
“Las conversaciones firmes solo pueden volver a avanzar una vez que se hayan tenido plenamente en cuenta los efectos del ciclo de vida mundial del coronavirus, independientemente del repunte de la demanda china que probablemente veamos a partir de la segunda mitad de este trimestre”, dijo la fuente. “Además, Irán no querrá hacer tratos a largo plazo, incluso inmediatamente después, si la guerra de precios del petróleo sigue en marcha, ya que significará que los puntos de referencia de los precios medios en los contratos serán bajos”, añadió. Sin embargo, en preparación para esto, el nuevo contrato que se ofrecerá a cualquier desarrollador extranjero para Darquain no será el impopular contacto de recompra sino el nuevo modelo de Contrato de Petróleo de Irán (IPC).
El objetivo de la próxima fase – Darquian-3 – será conseguir una producción de hasta 200.000 barriles por día (bpd) en un período de cinco años desde el inicio del nuevo contrato, lo que el Ministerio de Petróleo estima que costará alrededor de 1.500 millones de dólares es una financiación extra para lograr. “Antes de la reacción pública en Irán por los informes de que China pretendía hacerse cargo de su sector de petróleo y gas, el entendimiento entre el Ministerio de Petróleo y China había sido que para obtener los términos preferenciales ofrecidos en la adquisición de la participación de Total en South Pars [Fase] 11, China garantizaría que la producción de los campos de Karoun Occidental aumentara hasta 500.000 barriles por día en dos años”, dijo la fuente iraní a OilPrice.com la semana pasada. “Puede ser que ENI regrese, pero el resultado más probable es que las empresas rusas continúen trabajando como ‘contratistas’ [para evitar sanciones tangenciales de EE.UU. a Irán] por el momento y luego estén en una posición privilegiada para hacerse cargo del desarrollo cuando el mercado petrolero vuelva a un punto de equilibrio”, dijo la fuente.
Esta tercera fase de desarrollo de Darquian no solo implicará la explotación de las zonas más difíciles de la formación del yacimiento de Fahlyan previamente desarrollado, sino también en el desarrollo de los yacimientos de Ilam y Sarvak. Esto sigue los hallazgos de estudios previos de ENI que indican que el crudo pesado en las dos capas es recuperable. Dada esta diferencia de producto, se utilizará tanto la inyección de agua como la de gas en todo el yacimiento y ya están en marcha, según fuentes iraníes, 31 pozos de petróleo, 6 pozos de inyección de gas, instalaciones de procesamiento de petróleo crudo incluyendo tuberías de línea, instalaciones de procesamiento, compresores de gas, infraestructura incluyendo tanques de almacenamiento de petróleo crudo y carreteras. Basándose solo en estos avances, según un comentario de la semana pasada de Jahangir Pourhang, director ejecutivo de la Compañía de Producción de Gas y Petróleo de Arvandan (AOGPC), la capacidad de producción de Darquain aumentó 20.000 bpd durante el año pasado.
Arvand también está viendo movimiento, estimulado por su estatus de ser también un campo que Irán comparte con Irak. Los dos Estados comparten un número de grandes campos petroleros que contienen alrededor de 14 mil millones de barriles de petróleo recuperable, principalmente: Azadegan (lado iraní)/Majnoon (lado Irakuí), Azar/Badra, Yadavaran/Sinbad, Naft Shahr/Naft Khana, Dehloran/Abu Ghurab, West Paydar/Fauqa, y Arvand/South Abu Ghurab. Durante mucho tiempo, Irán se puso al día en la explotación de los recursos de esos sitios compartidos, dado su anterior período de sanciones de larga duración, especialmente cuando se aumentaron en 2011/12. Ahora, sin embargo, con Irak en un desorden político y económico interno – sin mencionar su cada vez más tensa relación con los EE.UU. – Teherán cree que es el momento de perforar más agresivamente, incluso más horizontalmente.
Arvand, por lo tanto, es también uno de los campos que vio su modelo de contrato de participación extranjera cambiar de recompra a IPC. Situado también en la provincia de Juzestán, a unos 50 kilómetros al sur de Abadán, el yacimiento tiene alrededor de 1.000 millones de barriles de petróleo y la tasa de recuperación es del 15%. También cuenta con al menos 14.000 millones de metros cúbicos de gas seco y 55 millones de barriles de condensado de gas, según estimaciones del Ministerio del Petróleo. Descubierto en 2008, tiene un crudo relativamente ligero (gravedad API de 44) y, debido a la relativa facilidad de extracción estimada y a su relativa pequeña escala, solo requiere una inversión de 135 millones de dólares de los EE.UU. para alcanzar una cifra de producción diaria sostenida de alrededor de 20.000 bpd, aunque podría aumentarse mediante técnicas mejoradas de recuperación de petróleo. “El Ministerio de Petróleo considera que Arvand es un lugar ideal, del tamaño de un bocado, a través del cual un gran actor extranjero de China o Rusia podría volver en un contrato completo de exploración y desarrollo, que le sería rentable en sí mismo pero que también le permitiría calibrar la reacción de los Estados Unidos y del pueblo iraní”, concluyó la fuente iraní.