Ya hay más gas disponible en la plataforma deltana

Imagen: Cortesía Correo del Orinoco
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Chevron lleva adelante las negociaciones para sacar el gas de los campos Manatí-Loran en la frontera venezolana, a través de las tuberías de Trinidad&Tobago, y resultaría mucho más económico, mientras se construyen las instalaciones venezolanas en el área. El vecino marítimo tiene 4 trenes para procesar gas.

El ministro de Energía de Trinidad & Tobago, Kevin Ramnarine, declaró en una entrevista que está muy interesado en que se inicie la producción de gas de los campos Manatí /Loran (la versión fronteriza venezolana) son los bloques 2,3 y 4 y ha dicho que el gobierno trinitario tiene interés en sacar el gas para su comercialización a través de las terminales de su país, dijo a medios de comunicación.

T&T tiene cuatro trenes y suficiente espacio para procesar los gases de Venezuela y tubería para recogerlos en la zona fronteriza, de la cual hace años realizaron la unificación de yacimientos.

La empresa Chevron que esta operando el mismo yacimiento en la zona trinitaria está agilizando las gestiones.

Además, dijo que tiene la “firme convicción” de que los campos Manatí y Loran es un proyecto que debe desarrollarse, porque Venezuela necesita los 7,3 billones de pies cúbicos de gas del campo para sus programas industriales, plantas eléctricas y mercado interno. En aguas trinitarias es el bloque 6d, y en las venezolana es Pdvsa 2.

En los inicios de la actual administración en el año 2001, el ministerio de Petróleo y Minería, para esa fecha ?Energia y Minas? entregó los bloques 2,3 y 4 del proyecto Plataforma Deltana. En el bloque 2, Conoco tenía el 40% accionario y los traspasó a Chevron, que ahora controla totalmente el campo. Los bloques 3 y 4 fueron otorgados a Total y Statoil. En ese campo Trinidad & Tobago tiene 2,69 trillones de pies cúbicos, y en la zona fronteriza es el bloque 6d.

Las cuatro empresas que participan están envueltos actualmente en la finalización de un acuerdo de unidad operativa (UOA) relativa a Loran / Manatee, que debería suceder en cualquier momento. Una vez que se complete, el operador de la unidad dispone de 90 días para presentar un plan de desarrollo. Es casi seguro que Chevron será elegido como operador de la unidad.

Venezuela es notoriamente lenta para tomar decisiones y tal vez por eso el ministro Ramnarine eligió ser cauteloso acerca de la identificación de un período de tiempo para la finalización del proyecto.

La pregunta en la mente de todos los analistas de la energía, por supuesto, es ¿adonde irá el gas producido? Espero que Trinidad y Tobago querrán aferrarse a su cuota y la entregará en el sistema de distribución en alta mar, dijo el ministro trinitario.

En general, se estuvo de acuerdo, dijo el ministro trinitario al menos en Trinidad y Tobago, que nuestro gran vecino sudamericano sería prudente hacer lo mismo con una parte de su propia cuota, por la sencilla razón de que habrá más oportunidades de comercialización de gas en Trinidad y Tobago con Venezuela durante algún tiempo.

Además, el costo de llevar el gas desde Loran a tierra firme venezolana sería muy alto y sólo un proyecto que diera un gran retorno podría compensar eso.

El ministro trinitario dijo que durante la visita de un dia, del presidente venezolano, Nicolás Maduro a este país en febrero, la atención de ambas partes se volvió hacia otro par de descubrimientos transfronterizas, los campos Saltarín y Coquina, en los bloques de 5b y cuatro, realizados por bpTT (British Petroleum Trinidad & Tobago) / Repsol y PdVSA / Statoil.

Un “acuerdo unitario para la explotación y desarrollo de las reservas de hidrocarburos en los dos bloques” fue firmado por ambos países. El grupo de trabajo técnico depósito (RTWG) ya ha llegado a la conclusión de que las reservas en cantidad Manakin / Coquina es de 0,74 billones de pies cúbicos, con 0,48 billones de pies cúbicos en el lado de Trinidad y Tobago y 0,26 billones de pies cúbicos en Venezuela.

Esa es una cantidad muy modesta en comparación con las reservas en Loran / Manatee y plantea la cuestión de si no sería más lógico dejarlo en ?espera?, dijo el ministro.

Pero el parecer de bpTT, el operador en el bloque 5b, no cree que es una buena idea y su vicepresidente de desarrollo de yacimientos, Yatindranath Keith Bally, dijo en una reciente entrevista que “estamos trabajando en eso ahora mismo.”

Mientras tanto toda la atención se ha centrado en Chevron / BG / PdVSA en relación a los bloques 6d y 2. bpTT es en realidad el operador en el lado de Trinidad y Tobago, en dos de los tres bloques transfronterizos – 5b y Kapok. Este último es fronterizo con el bloque de la Plataforma Deltana, donde se hizo el descubrimiento del Dorado.

BPTT y PDVSA han reconocido desde hace tiempo que en el curso de la producción en Kapok puede dar lugar a algunos de los 0,05 billones de pies cúbicos de gas. La producción de Kapok es actualmente 230 mmpcd, siendo el gas venezolano sólo una parte minúscula de eso.

Se hace hincapié en que el desarrollo de Manakin / Coquina sigue siendo un “trabajo en progreso” ahora que el acuerdo unitisation ha sido firmado.

Redactor David Renwick, en Trinidad & Tobago..

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