Independientemente de la rapidez con la que se firme una nueva iteración del Plan de Acción Integral Conjunto (JCPOA) – “acuerdo nuclear”- entre Irán y Estados Unidos, más el resto del grupo de naciones P5+1 que acordó la versión original (el Reino Unido, Francia, Rusia, China más Alemania), Teherán busca ahora aumentar su producción de petróleo de todos los campos que constituyen su enorme grupo de Karoun Occidental.
Con más de 67.000 millones de barriles de petróleo en los yacimientos de Karoun Occidental, el Ministerio de Petróleo afirma que cada mejora del uno por ciento en la tasa de recuperación aumentaría las reservas recuperables en 670 millones de barriles o unos 33.000 millones de dólares en ingresos, incluso con el petróleo a 50 dólares el barril. Este impulso de expansión de la producción incluye algunos yacimientos menos conocidos que los supergigantes de Karoun Occidental, Azadegan (Norte y Sur), Yaran (Norte y Sur) y Yadavaran, pero que, sin embargo, pueden contribuir sustancialmente a la adición de al menos otro millón de barriles diarios (bpd) de producción de crudo para Irán en un plazo muy breve.
Uno de estos yacimientos es Darquain (o “Darkhoein”), situado a 45 kilómetros al norte de la ciudad de Khorramshahr y a 100 kilómetros al sur de la rica ciudad petrolera de Ahvaz, en la provincia de Khuzestan. 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 italiana ENI a partir de su exitosa licitación de contrato de recompra en 2001, junto con el 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 siguió a principios de 2011. Ambos se han centrado en la explotación de las partes más fáciles de excavar de la formación del yacimiento de Fahlyan, y los flujos de petróleo resultantes se entregan al oleoducto Ahvaz-Abadán.
La siguiente fase de desarrollo se centrará en el desarrollo de las partes más difíciles de la capa de Fahlyan mediante la inyección de gas, además de la apertura de los yacimientos de Ilam y Sarvak, siendo este último objeto de técnicas de recuperación mejorada por inyección de agua y gas. Para optimizar aún más la tasa de recuperación de estas capas en la fase 3, se desplegarán otros 31 pozos petrolíferos, seis pozos de inyección de gas, instalaciones de procesamiento de crudo, incluyendo oleoductos, instalaciones de procesamiento, compresores de gas, tanques de almacenamiento de crudo y carreteras. Una vez completado este programa de desarrollo, la producción de crudo del yacimiento de Darquain ascenderá como mínimo a 220.000 bpd, según declaró en exclusiva a OilPrice.com la semana pasada una alta fuente del sector petrolero que colabora estrechamente con el Ministerio de Petróleo de Irán.
La puesta en marcha de la fase 3 en su totalidad, junto con las mejoras concomitantes a las operaciones existentes en Darquain, requerirá una inversión de alrededor de 1.500 millones de dólares, pero tanto China como Rusia ya han dejado claro a Irán que cubrirán todos los costes asociados a la exploración y desarrollo de los campos petrolíferos de Karoun Occidental. Antes de la reimposición de las sanciones estadounidenses a Irán en mayo de 2018, el contrato de Darquain había sido uno de los 30.000 millones de dólares de acuerdos energéticos “estratégicos” acordados por Irán con Rusia durante la visita del presidente Vladimir Putin a Teherán en noviembre de 2017. Según la fuente iraní, en ellos iban a participar los pesos pesados rusos Rosneft (petróleo) y Gazprom (gas). Sin embargo, tras la firma del histórico acuerdo de 25 años firmado con China en 2019, Rusia aceptó dar paso a China para que tomara la iniciativa en Karoun Occidental, como parte del reparto de los activos clave de petróleo y gas iraníes entre ambas potencias.
China, por su parte, en el acuerdo de 25 años que se centró en el desarrollo del petróleo y el gas, se comprometió a aumentar la producción, entonces de 355.000 bpd, del grupo de campos petrolíferos de Karoun Occidental en otros 145.000 bpd en la primera fase (hasta 500.000 bpd) y luego en otros 500.000 bpd (hasta 1 millón de bpd) en un plazo de dos años a partir de 2019, aunque esto se retrasó debido al estallido de la pandemia COVID-19. También se comprometió a apoyar el desarrollo paralelo de los yacimientos que Irán comparte con Irak, aunque sea difícil, ya que ambos países comparten ocho grandes yacimientos petrolíferos a lo largo de su frontera común, con unas reservas combinadas de crudo recuperable estimadas de forma muy conservadora en 14.000 millones de barriles.
Una de las principales preocupaciones de Irán (y, a la inversa, de Irak, y con mayor justificación) ha sido durante mucho tiempo que su vecino desarrollara su parte de los yacimientos compartidos de una manera orientada a la conveniencia más que a la sostenibilidad de la reserva de petróleo, perjudicando así los posibles rendimientos petrolíferos de Irán en los yacimientos compartidos. Entre estos yacimientos compartidos destacan Dehloran (parte iraní, Abu Ghurab parte iraquí), Naft-Shahr (Khorramshahr), Azadegan (Majnoon), Naft Shahr (Khorramshahr) y Yadavaran (Sinbad), pero también hay yacimientos más pequeños, aunque éstos suelen tener depósitos de gas potenciales mucho mayores. En todos los casos, sin embargo, Irán tiene un comprador garantizado para todo el petróleo y el gas que produce en todos y cada uno de sus yacimientos como parte de los compromisos de compra de China en el acuerdo de 25 años.
Un ejemplo de este tipo de yacimientos es Arvand, situado a unos 50 kilómetros al sur de Abadán, en la provincia de Juzestán, en la entrada estratégicamente importante del río Arvandroud. Este río, más conocido como Shatt al-Arab, se encuentra en la confluencia del Éufrates y el Tigris y en su extremo sur constituye la frontera entre Irán e Irak antes de desembocar en el Golfo Pérsico.
Se calcula que el yacimiento de petróleo y gas de Arvand contiene mil millones de barriles de petróleo con una tasa de recuperación del 15%, incluso en las circunstancias actuales, en las que las restricciones relacionadas con las sanciones vigentes han mantenido la tasa media de recuperación en todos los yacimientos petrolíferos de Irán entre el 4,5% y el 5,5%. Arvand también posee más de 14.000 millones de metros cúbicos (bcm) de gas seco y 55 millones de barriles de gas condensado.
En términos más amplios, la importancia de Arvand se ve reforzada por el hecho de que es crucial para determinar el potencial de hidrocarburos más amplio de las formaciones de las áreas de petróleo y gas de Khami y Bangestan. Actualmente administrado por la Compañía de Producción de Petróleo y Gas de Arvandan -cuya producción de crudo (de estos “campos menores” de los que es responsable) se estima que alcanzará los 1,4 millones de bpd en 2025-, el yacimiento de Arvand es actualmente objeto de negociación con varias empresas petroleras y gasísticas chinas y rusas, en línea con los acuerdos de ambos países con Irán.
