A pesar de sus enormes recursos petroleros, la preparación práctica de Irak para alcanzar su objetivo de producción de petróleo de 7 millones de barriles por día (bpf) (para 2025) volvió a ponerse en tela de juicio la semana pasada, con las declaraciones de los promotores de dos de sus principales yacimientos -BP en Rumaila, y Japan Petroleum Exploration (Japex) en Gharraf- en el sentido de que lograr una mayor producción de sus respectivos desarrollos no es tan sencillo como podría parecer.
Aunque Irak podría estar produciendo por lo menos 9 millones de bpd con facilidad en este momento -incluso 12 millones de bpd- si no fuera por las limitaciones de inversión y de infraestructura corolarias que han resultado de la corrupción endémica en todo el país, su capacidad para alcanzar el objetivo de 7 millones de bpd parece también muy poco segura en las circunstancias actuales.
En el caso de Rumaila -que se encuentra a unos 30 kilómetros al norte de la frontera meridional de Irak con Kuwait y que, junto con Kirkuk, ha producido alrededor del 80% de la producción acumulada de petróleo de Irak hasta la fecha- BP está actualmente en conversaciones con el Ministerio del Petróleo de Irak sobre los planes para aumentar la producción hasta 2,1 millones de bpd desde los 1,4 millones actuales. Con un volumen estimado de 17.000 millones de barriles en reservas probadas, la producción actual de 1,4 millones de bpd no se acerca en absoluto a su nivel óptimo de producción, y Rumaila es un buen ejemplo de un yacimiento para el que incluso una inversión relativamente pequeña podría producir aumentos significativos en la producción de petróleo crudo.
Sin embargo, según un comentario de la semana pasada del jefe de país de BP, Zaid Elyaseri: “Hay una discusión en curso con el ministerio de petróleo y la Basra Oil Co. sobre cómo proceder [ha pedido a todas las compañías petroleras internacionales (IOCs) que reduzcan su capex en un 30 por ciento este año], dado el ambiente de bajo precio del petróleo y la reducción de la actividad fijada que el ministerio ha pedido a todas las IOCs que hagan este año como resultado de los bajos precios del petróleo… Hay una discusión sobre el calendario y todos los demás detalles…[y] estamos trabajando para aumentar la producción gradualmente”.
El plan original era que BP agregara 100.000 bpd cada año hasta un total de 2,3-2,4 millones de bpd de producción para la fecha objetivo original de 2020, una cifra que sigue siendo totalmente alcanzable en un espacio de tiempo relativamente corto en términos de desarrollo del petróleo. “La principal razón por la que no ha ido de acuerdo con el plan original fue que Rumaila ha sido uno de los campos que el gobierno ha buscado cuando ha necesitado reducir la producción general del país”, dijo Richard Bronze, analista de energía cruzada de Energy Aspects, en Londres, a Oil Price. “Esto ha sucedido con el acuerdo de la OPEP/NOPEC y antes de eso con las dificultades para pagar a las CPI bajo la estructura de pago del contrato de servicio técnico [TSC]”, añadió. “Como resultado, BP no ha estado dispuesta a hacer las inversiones adicionales necesarias para hacer frente a estos incrementos de producción, ya que no sabía si se le permitiría bombear a estos niveles de forma sostenida”, subrayó.
Además de estas limitaciones, Elyaseri, de BP, destacó que otras actividades relacionadas con el terreno han tenido que ser aplazadas, en particular el proyecto de proyección de inyección de agua que debía formar parte del Proyecto Común de Abastecimiento de Agua de Mar (CSSP), que consiste en tomar agua de mar del Golfo Pérsico y transportarla a las instalaciones de producción de petróleo para aumentar la presión en los principales depósitos de petróleo. Era absolutamente fundamental para las ambiciones de Irak alcanzar su anterior objetivo de producción de petróleo de 6,2 millones de bpd para finales de este año, y 9 millones de bpd para finales de 2023, y sigue siendo absolutamente vital para el nuevo objetivo de alcanzar la producción de petróleo de 7 millones de bpd para 2025.
También indica por qué Irak estuvo tan endeudado durante tanto tiempo con varias compañías petroleras internacionales. Como informó en exclusiva Oil Price en ese momento, la gran empresa petrolera estadounidense ExxonMobil estuvo durante mucho tiempo en una posición privilegiada para acelerar finalmente el desarrollo y la finalización del CSSP, como parte del más amplio Proyecto Integrado del Sur de Irak (SIIP) de 53.000 millones de dólares, ya sea junto con la Corporación Nacional de Petróleo de China (CNPC) o en solitario, hasta que un nuevo examen de todos los detalles desagradables vinculados al proyecto detuvo a ExxonMobil en su camino.
Para Gharraf, Japex declaró la semana pasada que su relativamente modesta meta de producción de 230.000 bpd se alcanzará más tarde que el calendario original de finales de 2020. Esta revisión de las perspectivas se produce tras la publicación de los resultados de Japex de abril a septiembre, que mostraron un descenso del 70% interanual de sus ventas de crudo en el extranjero hasta 1,18 millones de barriles, debido en gran parte a la disminución de las ventas del yacimiento de Gharraf. Parte de ello se debió nuevamente a la reducción de la producción de la OPEP+, ya que Irak produjo 3,79 millones de barriles diarios en octubre, según datos de la industria, justo por debajo de la cuota de 3,80 millones de barriles diarios establecida en el acuerdo. Esta cifra, sin embargo, no fue tan baja como debería haber sido, ya que se supone que Irak compensó la sobreproducción a principios de este año con los subsiguientes recortes de la cuota. Según Japex, ahora sacará 1 millón de barriles de carga de crudo en diciembre y marzo de 2021 del campo petrolero de Gharraf, y otro millón de barriles en junio.
El progreso de Gharraf, uno de los dos principales campos petrolíferos de la provincia de ThiQar en el sur de Irak (el otro es Nasiriyah), no se ha visto obstaculizado por las habituales artimañas (corrupción endémica, conflicto sectario, falta de una verdadera gobernanza) que han frenado el desarrollo de la industria petrolera de Irak durante años. En cambio, bajo el control de Japex y Petronas de Malasia, se ha desarrollado con cierta urgencia en consonancia con las necesidades de los respectivos gobiernos de las dos empresas de garantizar sus requisitos de seguridad energética tras la segunda ronda de concesión de licencias de yacimientos petrolíferos en diciembre de 2009.
El acuerdo, que ofrecía a las empresas una remuneración de 1,49 dólares por barril, después de que se alcanzara el objetivo inicial de producción de 35.000 barriles diarios, puso de manifiesto desde el primer día la determinación de las dos empresas de seguir adelante con el yacimiento de reservas de petróleo de 1.000 millones de barriles.
En primer lugar, tuvieron que aplacar a los miembros de las tribus locales que se negaron a ceder sus tierras ancestrales de forma pacífica, a pesar de lo que el gobierno iraquí de Bagdad había prometido a Japex (y a su colega promotor, la malaya Petronas) en el período previo a la aceptación de la oferta, tras lo cual se pudieron iniciar los trabajos preparatorios del campo.
En la primera fase se construyeron rápidamente las instalaciones iniciales de superficie para la producción, incluida una instalación de desgasificación con dos trenes de 50.000 bpd cada uno, ocho tanques de almacenamiento, tuberías, antorchas atmosféricas y otras infraestructuras auxiliares. En poco más de dos años, la producción del campo alcanzó las 60.000 bpd.
En ese momento, a fin de agilizar el aumento de la producción, los asociados para el desarrollo -que habían presupuestado un mínimo de 8.000 millones de dólares para que el yacimiento alcanzara su objetivo de producción de 230.000 bpd en la meseta- enviaron una licitación a las empresas de ingeniería y los contratistas para que presentaran una oferta por un contrato de ingeniería, adquisición y construcción estimado en 100 millones de dólares para la construcción del “Sistema de transporte de petróleo ligero” de Gharraf.
Esto permitió que se transportaran alrededor de 300.000 bpd de producción de los dos campos de Gharraf y Badra. La primera fase del proyecto -bajo la jurisdicción de Petronas y Japex- consistió en la construcción de un oleoducto de 92 kilómetros que transportaba el petróleo desde la instalación central de procesamiento del campo Badra (gestionada por la empresa rusa Gazprom Neft) -la zona de enlace entre Gharraf y Badra (GBTA)- hasta un depósito de almacenamiento en Nasiriyah, que a continuación se enviaría a la terminal de exportaciones de Al Fao en Basora. Los rusos completaron su parte en marzo de 2014, lo que permitió que la segunda fase del oleoducto, que abastece de petróleo al depósito de Yamama del yacimiento de Gharraf, entrara en funcionamiento a finales de 2016/principios de 2017. Para entonces, Gharraf producía alrededor de 150.000 bpd, habiendo visto aumentar la producción de 60.000 bpd a finales de 2013 a 100.000 bpd en 2014. Posteriormente, la producción de Gharraf volvió a aumentar y luego disminuyó, debido a los retrasos en los trabajos de perforación.