El yacimiento Atrush es un yacimiento petrolífero carbonatado fracturado del Jurásico situado cerca de Dohuk , en el Kurdistán iraquí . Fue descubierto por el Consorcio de Socios Generales de Exploración. El 12 de marzo de 2013, el Gobierno Regional del Kurdistán (GRK) ejerció su opción de adquirir una participación gubernamental del 25 % del yacimiento Atrush de acuerdo con el contrato PSC. [5]
General Exploration Partners (GEP) poseía el 80% de Atrush y estaba en cooperación con Aspect Energy International, que poseía 2/3 de GEP, por lo que Aspect Energy International tenía una participación del 53,2%. Aspect Energy International vendió su participación en GEP a TAQA por 600 millones de dólares, [6] lo que básicamente transfirió la participación de Aspect en GEP a TAQA. La participación de Shamaran permaneció en el 26,8% de Atrush, y el 20% restante está en manos de Marathon Oil. [7]
En junio de 2018, Shamaran Petroleum anunció que tiene la intención de comprar la participación del 15 % de Marathon Petroleum en el bloque Atrush [8] , con efecto a partir del 1 de enero de 2018. ShaMaran adquirirá todas las acciones de MOKDV, la subsidiaria holandesa de Marathon, por 63 millones de dólares. ShaMaran luego venderá el 7,5 % de la participación a Taqa por 33 millones de dólares. Se espera que la venta se cierre en el primer trimestre de 2019 [9].
El petróleo comenzó a fluir a través de la instalación de producción central de Atrush el 3 de julio de 2017. [3] En septiembre de 2017, se firmó un acuerdo para la venta de petróleo de Atrush entre TAQA, sus socios y el GRK. Según el acuerdo, el GRK comprará petróleo exportado desde el campo de Atrush por oleoducto en el límite del bloque de Atrush. La calidad del petróleo obligará a un ajuste de precio de aproximadamente $16/bbl por debajo del precio del petróleo Brent a la fecha. Todos los costos de transporte local e internacional serán una tarifa adicional. Este descuento se basa en principios similares a otros acuerdos de venta de petróleo en la región del Kurdistán de Irak. [10]
En 2014, tras una reunión del Comité de Gestión de Atrush y el Ministerio de Recursos Naturales del Gobierno Regional del Kurdistán (KRG) Archivado el 12 de marzo de 2016 en Wayback Machine, se realizaron cambios en la terminología utilizada con respecto a la actividad en el campo de Atrush: [11]
El pozo Atrush-1 (AT-1) fue perforado con éxito el 5 de octubre de 2010. El pozo tuvo un flujo natural de 6.393 barriles de petróleo por día. General Exploration Partners descubrió 726 metros de columna de petróleo y 120 metros de espesor neto. Desde entonces, el pozo ha sido abandonado de forma permanente [9] [2] [12]
El pozo Atrush-2 (AT-2) fue perforado exitosamente el 23 de mayo de 2012. El pozo tuvo un flujo de 42212 barriles de petróleo por día utilizando una bomba sumergible , [13] que se estima que fue el flujo más alto jamás registrado en el Kurdistán iraquí . [14] El diseño del Programa DST, así como la finalización permanente, fueron administrados por Daniel Riedel, Richard Sharpe, Damon Yarshenko y Wes Whitman con el apoyo clave de ejecución proporcionado por los contratistas principales. AT-2 se completó para la producción en el tercer trimestre de 2016. [4]
Se cree que el pozo Atrush-3 (AT-3) comenzó a perforarse el 26 de marzo de 2013, pero por ahora no hay información que lo confirme. [5]
El pozo Atrush-4 (AT-4), perforado en 2014, es el segundo pozo que se perforará en apoyo de la instalación de la Fase Uno. [11]
El pozo Chiya Khere-5 (CK-5) [11] se completó en el tercer trimestre de 2015. [4]
El pozo de evaluación Chiya Khere-6 (CK-6) Fase 2 tiene una profundidad total de 2.105 metros. El pozo operado por TAQA alcanzó la TD el 5 de noviembre de 2014, después de 36 días de operación. Parte de la parte oriental del bloque Atrush, el pozo está ubicado en la plataforma Chamanke C. Esta plataforma también es la ubicación de AT-3. CK-6 es un pozo direccional, perforado en dirección SSE desde la superficie. CK-6 encontró el yacimiento de la era Jurásica a una elevación más alta (≈139 metros) que el pozo AT-3 cercano. [15] A partir de enero de 2019, el pozo está esperando un trabajo de mantenimiento para convertirse en un pozo de observación durante la prueba extendida de petróleo pesado de pozo de AT-3. [9]
El pozo se completó nuevamente en febrero de 2019 y entró en funcionamiento para producción en mayo de 2019 a 4.500 barriles (720 m 3 ) de petróleo por día. [16]
Las operaciones de perforación del pozo de evaluación y desarrollo Chiya Khere-7 (CK-7) comenzaron antes del 19 de septiembre de 2017. CK-7 está ubicado en el área central del Bloque Atrush. El pozo de producción, AT-2, está aproximadamente a 3 kilómetros al este, mientras que AT-3 está a 3,5 kilómetros al oeste. Lo más probable es que el pozo se esté perforando desde la plataforma Chamanke E. Los objetivos son agregar otro pozo de producción evaluando el potencial comercial de la formación Mus y reducir la incertidumbre en la determinación de la profundidad de la zona de transición de petróleo medio a pesado. Se espera que el pozo alcance la profundidad total de 1.575 metros en 52 días, utilizando la plataforma de perforación Romfor 25. [17]
El pozo Chiya Khere-8 (CK-8) [11] se completó en el tercer trimestre de 2015 [4]
El pozo de eliminación de agua Chiya Khere-9 (CK-9) se perforó con éxito según lo planeado y está listo para la inyección de agua. [9]
El pozo Chiya Khere-10 (CK-10) se perforó en junio de 2018 [18] y se conectó a la instalación en julio de 2018. [19]
Chiya Khere-11 (CK-11) es un pozo de producción de relleno desviado, ubicado en la plataforma Chamanke-G, que se inició el 3 de enero de 2019; la formación Sargelu es el objetivo. [9]
El pozo se perforó hasta su profundidad final a mediados de marzo, entró en producción el 10 de mayo de 2019, produjo 5500 barriles (870 m 3 ) de petróleo por día (durante julio de 2019) [20] y aumentó a 8500 barriles (1350 m 3 ) de petróleo por día en septiembre de 2019. [21]
Chiya Khere-12 (CK-12) es un pozo de producción de relleno desviado de 2.400 metros, ubicado en la plataforma Chamanke-E [21] que se perforó en 2019, el pozo entró en producción el 10 de agosto de 2019. [22]
CK-12 se perforó hasta su profundidad final a fines del 19 de mayo de 2019, donde se encontró que el yacimiento estaba 25 metros más profundo de lo que indicaba el pronóstico. El pozo CK-12 se dejó entubado y suspendido hasta que se utilizó una plataforma de reacondicionamiento para completar CK-12 en julio de 2019. La producción comenzó el 10 de agosto de 2019. CK-12 está produciendo actualmente a un ritmo de 2.000 barriles (320 m 3 ) de petróleo por día de la Formación Mus. [21]
Chiya Khere-13 (CK-13), ubicado en Chamanke-E, es un pozo de producción de relleno desviado de 2340 m que se inició en junio de 2019, [20] se perforó hasta la profundidad total el 19 de agosto de 2019 y comenzó a producir el 18 de septiembre de 2019, a un ritmo de 6000 barriles (950 m 3 ) de petróleo por día. Este pozo encontró la formación objetivo a 23 metros por debajo de la profundidad esperada. [21] Se rumorea que el hecho de que el geólogo de desarrollo, el geólogo de operaciones de pozos y el gerente geológico de TAQA no hayan pronosticado con precisión las profundidades de la formación es un punto delicado dentro de la asociación.
Nunca se ha anunciado públicamente ninguna mención de CK-14.
Chiya Khere-15 (CK-15) es un pozo de producción de relleno desviado en la ubicación de perforación Chamanke-G. El pozo se inició el 5 de octubre de 2019 y entró en funcionamiento el 8 de diciembre de 2019. [21]
Durante 2018, el operador instaló equipos de prueba de pozos de petróleo pesado. El equipo proporcionará 5.000 barriles (790 m3 ) de petróleo por día de capacidad de procesamiento adicional en la plataforma Chamanke C, donde se encuentra AT-3. La producción de petróleo pesado debería comenzar en febrero de 2019. [9]
De hecho, el HOEWT se retrasó hasta mediados de abril. [20] El pozo entró en producción en el tercer trimestre de 2019. [22]
El pozo de eliminación de agua CK-16 complementa al pozo CK-9. [23] El pozo alcanzó la TD el 20 de mayo de 2022, [24] y se completó sobre el embalse Sarki en julio de 2022 y la eliminación de agua también comenzó en julio de 2022 [25].
El 1 de abril de 2021 se inició la perforación y finalización, a tiempo y por debajo del presupuesto, de un pozo secundario CK-17 (de la plataforma A) para recuperarse del yacimiento Sargelu del Jurásico superior. [26] En julio de 2022, el pozo se sometió a una operación de reacondicionamiento para aumentar la producción. Se esperaba que estuviera terminado en agosto de 2022. [27]
Según una publicación en Linkedin.com del gerente de perforación y terminación de TAQA durante la semana del 6 de septiembre de 2022, CK-18 (Plataforma G) alcanzó con éxito la profundidad total como el primer pozo horizontal en el bloque Atrush. El gerente también afirmó que la longitud del drenaje horizontal era de 1016 metros. El pozo de producción Atrush CK-18, perforado desde la plataforma Chamanke G, se perforó hasta la profundidad total en septiembre de 2022 con una sección de 950 m perforada horizontalmente a través de la formación Mus del Jurásico Inferior. Actualmente, el pozo se está desviando y se espera que se vuelva a completar durante 2023. [28]
En octubre de 2022, se inició la perforación del pozo de producción Atrush, CK-19, en la plataforma C de Chamanke. El pozo, que apunta a la formación Sargelu del Jurásico Superior, está previsto que comience la producción en el primer trimestre de 2023. [28]
El pozo de producción CK-20 se perforó desde la plataforma Chamanke E en febrero de 2023. El pozo se perforó a una profundidad total de 1.753 m y se completó sobre el Jurásico Superior en abril de 2023. [29]
Perforar y completar pozos de producción adicionales. [30] Uno de los pozos se perforará desde la plataforma Chamanke-A, varios cientos de metros al oeste de AT-1. El otro se perforará desde la plataforma Chamanke-G, que se encuentra al sureste de AT-1 y al suroeste de CK-5. El pozo de Chamanke-A indicó que se han descartado los planes para construir la plataforma Chamanke-D al oeste de Chamanke-A. Según se informa, esto se debe a la incapacidad del equipo de negociación de tierras de TAQA para asegurar la propiedad y a la incompetencia del equipo de construcción de las instalaciones para construir una plataforma antes de 2024. Se especuló que estos pozos no se perforarán en 2021 o 2022, ya que TAQA supuestamente despidió a su geólogo de operaciones, cuya presencia sería obligatoria durante la perforación. Esta especulación resultó ser falsa con la perforación de 2 pozos en 2022. De hecho, los gastos de capital de Atrush para 2022 están planificados en $116 millones ($32 millones netos para ShaMaran). Este programa de capital incluye la perforación y finalización de tres pozos de desarrollo, incluido un pozo de inyección de agua. [31]
Hay un total de once pozos productores: Atrush-2, (“AT-2”) Chiya Khere-5 (“CK-5”), Chiya Khere-7 (“CK-7”), Chiya Khere-8 (“CK-8”) y Chiya Khere-10 (“CK-10”). [32] En 2019, Chiya Khere-6 (“CK-6”), Chiya Khere-11 (“CK-11”), Chiya Khere-12 (“CK-12”) y Chiya Khere-13 (“CK-13”) también se han agregado como pozos de producción. [22] En diciembre de 2019, Chiya Khere-15 (“CK-15”) también fue catalogado como pozo de producción. [33] El pozo CK-17 se ha agregado como pozo de producción. Pozo de producción Atrush CK-18, en septiembre de 2022. En octubre de 2022, se perforó el pozo de producción Atrush, CK-19. [31]
Se ha completado la fase 1 de las instalaciones de producción con una capacidad de 30 000 barriles (4800 m3 ) de petróleo por día. [34] Al 29 de septiembre de 2017, la instalación ha logrado una exportación diaria regular de más de 22 000 barriles (3500 m3 ) de petróleo equivalente. [10] Se espera que la producción de la instalación aumente a 30 000 barriles (4800 m3 ) de petróleo equivalente por día durante 2017. [10]
En junio de 2018, Shamaran Petroleum informó sobre un bloqueo parcial del intercambiador de calor de la instalación de producción. Se analizaron muestras de sedimentos y se determinó que el bloqueo fue causado por sal. La fuente más probable de la sal podría ser las pérdidas de fluido de perforación de la perforación de CK-5 y AT-2. Se limpió el intercambiador de calor. Un proceso de prueba de inyección de agua dulce en la boca del pozo CK-5 y separación de agua salada en el separador de la instalación de producción ha reducido significativamente la cantidad de sal en el crudo que se procesará para la exportación.
A junio de 2018, se están exportando aproximadamente 20.000 barriles (3.200 m3 ) de petróleo por día de petróleo procesado. La inyección de agua en la boca del pozo continuará mientras aumenta gradualmente la producción a medida que el personal de campo monitorea de cerca la instalación. La inyección de agua es limitada debido a la pequeña capacidad de eliminación diaria, una vez que se complete el pozo de eliminación de agua CK-9 en la segunda mitad de 2018, la capacidad aumentará. [35] La producción diaria promedio para 2018 fue de aproximadamente 22.200 barriles (3.530 m3 ) de petróleo por día, la tasa a fines de diciembre de 2018 fue de 27.500 barriles (4.370 m3 ) de petróleo por día. [9]
Durante 2019 se descongestionará la instalación de 30.000 barriles (4.800 m3) de petróleo por día. [ 9]
La producción promedio para noviembre de 2019 fue de 43.360 barriles (6.894 m 3 ) de petróleo por día. [16]
En el tercer trimestre de 2019 se instaló una instalación de producción temprana (EPF) en la plataforma E de Chamanke. La EPF tiene una capacidad de 10 000 bbl por día. [36]
Las cifras de barriles anteriores a 2019 se redondean a la baja hasta los 100 barriles diarios más cercanos. [41]
Los datos de 2019 y posteriores sin citas específicas se generaron utilizando un software para evaluar los gráficos publicados. Estas cifras son estimaciones y podrían estar sujetas a cambios. [42]
[43]
(1) La división real entre petróleo ligero/medio y petróleo pesado es incierta. [43]
(2) Basado en la participación del 20,1 por ciento de Shamaran. [43]
(3) Basado en la parte de Shmaran. [43]
{{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: bot: estado de URL original desconocido ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace )
