Crescent Petroleum es la primera y más grande empresa privada de exploración y producción de petróleo y gas en Oriente Medio. [1] Fundada en 1971, Crescent Petroleum tiene su sede en el Emirato de Sharjah , Emiratos Árabes Unidos (EAU), y actualmente opera tanto en los EAU como en la región del Kurdistán iraquí (KRI). A partir de 2023, Crescent Petroleum y el Ministerio del Petróleo iraquí han firmado tres contratos de veinte años mientras la empresa centra sus esfuerzos en ayudar a la reconstrucción de Irak. [2]
Crescent Petroleum es también el fundador y mayor accionista de Dana Gas , la primera y mayor empresa de gas natural privada que cotiza en bolsa en Oriente Medio. [3] [4]
La empresa es una subsidiaria de Crescent Group, una empresa familiar diversificada que incluye a Crescent Enterprises , una empresa multinacional con sede en los Emiratos Árabes Unidos, como la otra subsidiaria principal. El presidente y fundador de Crescent Petroleum es el empresario iraquí Hamid Jafar y su director ejecutivo es Majid Jafar . [5]
El surgimiento de Crescent Petroleum está vinculado a sus descubrimientos en alta mar en el campo Mubarek en 1972. En 1969, el gobierno de los Emiratos Árabes Unidos concedió el campo Mubarek a la concesionaria Buttes Gas & Oil Co. International Inc., una subsidiaria de propiedad absoluta de Crescent Petroleum. [6] [7]
Crescent Petroleum estableció un récord mundial en su momento: en 13 meses desde el descubrimiento del pozo de confirmación, el campo Mubarek estaba en plena producción, a un ritmo de más de 60.000 barriles de petróleo por día. El proyecto le dio a Sharjah reconocimiento internacional. [8]
La primera incursión internacional de Crescent Petroleum tuvo lugar en 1973, cuando se le concedieron los derechos de exploración para el Bloque 1, una zona marítima en el actual Montenegro, que en aquel entonces formaba parte de Yugoslavia. En 1981, le siguieron las concesiones para un bloque de 232 kilómetros cuadrados (90 millas cuadradas) en la cuenca de San Jorge , en Argentina. En 1979, Crescent Petroleum descubrió el yacimiento de gas Zora (actualmente propiedad de Dana Gas y operado por ella) frente a la costa de los Emiratos Árabes Unidos.
En 1986, Crescent Petroleum obtuvo concesiones de exploración para bloques en la cuenca de Potwar en Pakistán , formando posteriormente una empresa conjunta con Amoco (hoy BP ), que se mantuvo hasta 1990. [9] Durante las décadas de 1980 y 1990, Crescent Petroleum consiguió concesiones adicionales en Canadá, Francia, Túnez, Egipto, Pakistán y Yemen. [10] Durante la recesión del sector energético en la década de 1990, Crescent Petroleum tomó la decisión de desprenderse de sus posiciones internacionales y volver a centrar su atención en las oportunidades en la región de Oriente Medio y el norte de África. [11]
En 2002, Crescent Petroleum se convirtió en el proveedor de servicios técnicos del yacimiento de Bukha, en alta mar en Omán. También fue el operador técnico de las concesiones en Ajman, Umm Al Quwain y Ras Al Khaimah hasta 2004. [12]
Dana Gas se fundó en 2005, con Crescent Petroleum como mayor accionista. La oferta pública inicial de la empresa fue la más grande y exitosa en la historia de los Emiratos Árabes Unidos, atrayendo más de 2 mil millones de dólares estadounidenses de inversores en más de 50 países. [13] En 2007, Dana Gas y Crescent Petroleum entraron en la región del Kurdistán de Irak (KRI). Al año siguiente, se estableció Gas Cities como una empresa conjunta entre Crescent Petroleum y Dana Gas. La nueva empresa se estableció para crear ciudades industriales en la región MENASA ( Medio Oriente , África del Norte y Asia del Sur ), que están diseñadas para utilizar sistemáticamente el gas natural como combustible y materia prima para proyectos industriales. [14]
Entre 2012 y 2014, Crescent Petroleum precalificó para varios proyectos regionales. [15]
Crescent Petroleum ha obtenido varios récords mundiales operativos, incluida la sección horizontal de radio corto más profunda perforada y el pozo angosto más profundo revestido con revestimiento expandible en 1992. [16]
El grupo empresarial familiar iraquí está dirigido por el presidente Hamid Jafar y sus dos hijos son los principales ejecutivos. Majid Jafar es vicepresidente de Crescent Group y director ejecutivo de Crescent Petroleum, mientras que Badr Jafar es director general de Crescent Group, presidente de Crescent Petroleum y director ejecutivo de Crescent Enterprises. [17] [18] [19]
Crescent Petroleum tiene operaciones actuales en los Emiratos Árabes Unidos (EAU) y la región del Kurdistán de Irak (KRI), y participaciones en Egipto a través de su filial Dana Gas. [20] La empresa tiene su sede en los EAU y cuenta con oficinas internacionales en el Reino Unido [21] y en todo Irak. Actualmente opera en Irak y los EAU. [21] [22]
Crescent Petroleum tiene presencia continua en Bagdad desde hace 30 años y tiene un compromiso especial con el país debido a las raíces de la familia Jafar. [23] La compañía tiene oficinas en Erbil y Sulaymaniyah [21] en el norte de Irak.
En la década de 1990, Crescent Petroleum fue invitada a negociar contratos para el desarrollo de diez grandes campos petrolíferos con reservas de entre mil y diez mil millones de barriles de petróleo y nueve bloques en el desierto occidental. En 2005, Crescent Petroleum firmó un Memorando de Entendimiento (MoU) con la Compañía de Exploración de Petróleo Iraquí (OEC), una división del Ministerio del Petróleo de Irak , [24] detallando una cooperación de múltiples niveles y un estudio de evaluación para uno de los gigantescos campos petrolíferos existentes en el sur de Irak. Crescent Petroleum acordó capacitar al personal del Ministerio del Petróleo y las empresas afiliadas y ayudó en el proceso de implementación del estudio de evaluación. Para ejecutar también eficazmente los demás detalles del memorando de entendimiento, Crescent Petroleum y el Ministerio del Petróleo han creado un Comité Directivo Conjunto para la cooperación técnica, que también coordina la participación de Crescent Petroleum en el desarrollo del yacimiento petrolífero de Ratawi , un importante yacimiento petrolífero (con una capacidad estimada de más de 10 mil millones de barriles) en el sur de Irak que Crescent Petroleum exploró en estudios anteriores. [25] [24] [26] [27]
En abril de 2018, durante la quinta ronda de licitación de Irak, el Gobierno iraquí adjudicó a Crescent Petroleum tres concesiones de petróleo y gas: Gilabat-Qumar y Khashim Ahmer-Injana en la Gobernación de Diyala y Khidhr Al Mai en el sur de Irak. Los contratos fueron rubricados y están a la espera de su firma, tras lo cual la empresa invertirá en el desarrollo de los yacimientos. [28]
En abril de 2007, Dana Gas firmó un acuerdo con el Gobierno Regional del Kurdistán de Irak (GRK) para la evaluación y el desarrollo de dos importantes yacimientos de gas en la región del Kurdistán de Irak: Khor Mor y Chemchemal . [29] En octubre de 2007, Dana Gas asignó el 50% de su participación en el contrato a Crescent Petroleum. Desde 2007, Dana Gas y Crescent Petroleum comenzaron a desarrollar los yacimientos juntos como operador. [30]
Los términos del contrato otorgan derechos exclusivos para evaluar, desarrollar, comercializar y vender productos derivados del petróleo de los importantes yacimientos de gas de Khor Mor y Chemchemal, y para proporcionar suministros de gas natural para alimentar dos importantes plantas de generación eléctrica nacional que se están construyendo en Erbil y Chemchemal, así como para las industrias locales y la exportación. [30]
En febrero de 2009, Dana Gas y Crescent Petroleum transfirieron sus participaciones a Pearl Petroleum Company Limited, una empresa conjunta de propiedad igualitaria de Dana Gas y Crescent Petroleum. [31] [32] Más tarde ese año, OMV de Austria y MOL de Hungría, dos importantes empresas energéticas europeas, se convirtieron cada una en accionistas del 10% de Pearl Petroleum. En 2015, RWE de Alemania se convirtió en el tercer miembro con una participación del 10% de la empresa. [33]
El proyecto se implementó 15 meses después de la firma del acuerdo. Involucró el desarrollo de la fase inicial (la conexión, prueba y puesta en funcionamiento de pozos de gas existentes , la adquisición de datos sísmicos 2D y la instalación de instalaciones de separación y tratamiento de gas), la construcción de dos plantas de gas licuado de petróleo (GLP) y 180 kilómetros (112 millas) de tuberías en terreno montañoso, que el operador limpió de campos minados en cooperación con la organización sin fines de lucro Mines Advisory Group (MAG). Las entregas de gas a la central eléctrica de Erbil comenzaron en octubre de 2008. [29]
Crescent Petroleum y Dana Gas fueron unas de las primeras compañías internacionales de petróleo y gas en invertir en el KRI, siguiendo el compromiso de sus propietarios con la región. En la década de 1950, el abuelo de Majid Jafar inauguró dos represas hidroeléctricas en el KRI. Cuando las compañías comenzaron a producir gas en el KRI en 2008, [34] fueron las primeras en desarrollar y ejecutar la infraestructura necesaria para abastecer a dos plantas de energía domésticas en el KRI. [17] [23]
La inversión de Pearl Petroleum en el proyecto de gas del Kurdistán es una de las mayores inversiones del sector privado en la industria del petróleo y el gas de la región y proporciona suministro eléctrico a más de cinco millones de ciudadanos. La firma multinacional de servicios profesionales PwC estimó que el proyecto contribuyó entre 10.700 millones y 18.300 millones de dólares al PIB de la región en 2017 a través del suministro de electricidad, y que el ahorro en los costes de combustible por sustitución del gas en el GRK desde el inicio del proyecto hasta 2017 ascendió a 19.200 millones de dólares. Se estimó que la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero tras la transición del diésel al gas en las centrales eléctricas de Erbil y Chemchemal fue de 29 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente hasta el 31 de diciembre de 2017. [35]
En agosto de 2017, el Gobierno Regional del Kurdistán (KRG) adjudicó a Pearl Petroleum oportunidades de inversión en los bloques 19 y 20, adyacentes al yacimiento de Khor Mor. Las ventas de gas comenzaron a fines de 2018. [36]
En 2019, Pearl Petroleum firmó un acuerdo de venta de gas por 20 años con el Gobierno Regional del Kurdistán (KRG) para permitir la producción y venta de 250 millones de pies cúbicos por día (7,1 millones de metros cúbicos por día ) adicionales para 2021 para apoyar aún más la generación de electricidad local. La expansión de 700 millones de dólares, actualmente en marcha en la planta de Khor Mor, incluirá dos trenes de producción además de la perforación de nuevos pozos para aumentar la producción de gas a 900 millones de pies cúbicos por día (25 millones de m3 / d) para fines de 2023. [37] El consorcio ha designado a un contratista de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) para entregar el primero de los dos trenes de producción en la planta de Khor Mor. La primera fase aumentará la producción en un 60 por ciento a 650 millones de pies cúbicos por día (18 millones de metros cúbicos por día ) para el primer trimestre de 2022, mientras que la segunda fase de la expansión eventualmente llevará la producción total a 900 millones de pies cúbicos por día (25 millones de metros cúbicos por día ). [37] [36]
En 2018, Pearl Petroleum también completó un proyecto de desbloqueo de cuellos de botella en la planta para aumentar la producción de gas en un 30%. [37] Actualmente produce 100.000 barriles de petróleo equivalente (boe) por día en el KRI. La producción diaria incluye 430 millones de pies cúbicos por día (12 millones de metros cúbicos por día ) y 15.500 barriles de condensado, con una capacidad de GLP de más de 1.000 toneladas por día. La producción total acumulada de Pearl Petroleum desde 2008 hasta diciembre de 2019 fue de más de 294 millones de boe, incluidos 1.198 billones de pies cúbicos (30 billones de metros cúbicos) de gas, 49,2 millones de barriles de condensado y 1,99 millones de toneladas de GLP. [37]
La isla de Sir Abu Nu'ayr (SAN), situada en el centro del área de concesión de 12 millas náuticas, forma parte del Emirato de Sharjah y se encuentra a 80 kilómetros (50 millas) de la costa de Abu Dhabi , en medio del territorio petrolero offshore. La superficie está flanqueada al este por el complejo petrolero Fateh de Dubai , al norte por el yacimiento petrolífero Sirri de Irán y al oeste por los yacimientos de petróleo y gas de Abu Dhabi. [38]
En 1999, Crescent Petroleum realizó con éxito una adquisición sísmica 2D en el yacimiento. En 2008, realizó un estudio de diseño de prospección 3D/2D integral que utilizó el modelado Raytrace e incluyó todos los yacimientos objetivo en toda la isla y toda el área de concesión.
En 2009, un estudio posterior desarrolló los conceptos de las estructuras relacionadas con la sal basándose en los datos disponibles. En 2012, Crescent Petroleum realizó un estudio aerotransportado de gravedad y magnetismo sobre la SAN y sus alrededores, que abarcó un área de 400 kilómetros cuadrados (150 millas cuadradas), para desarrollar el programa de trabajo de exploración.
El proyecto de suministro de gas de los Emiratos Árabes Unidos implica el transporte, procesamiento, distribución, comercialización y venta de gas natural y productos petrolíferos relacionados de Irán y los recursos locales de Crescent Petroleum para el mercado de los Emiratos Árabes Unidos. Crescent Petroleum ha facilitado el desarrollo del mercado de gas de los Emiratos Árabes Unidos y ha desarrollado y ejecutado varios proyectos de gas a gran escala antes del Proyecto de Suministro de Gas, incluido el primer contrato de suministro de gas en tierra entre los Emiratos desde Sharjah para el Ministerio Federal de Electricidad y Agua de los Emiratos Árabes Unidos en 1985, un contrato entre el Emirato de Sharjah y Dubai en 1986 y el primer acuerdo de compraventa de gas entre los Emiratos en alta mar a través de un gasoducto exclusivo desde sus instalaciones en alta mar en Mubarek hasta Jebel Ali , Dubai en 1991. [39]
Para el proyecto de suministro de gas, la Compañía Nacional de Petróleo de Irán (NIOC) firmó un acuerdo de suministro de gas de 25 años con Crescent Petroleum en 2001. [40] [41]
La infraestructura de los Emiratos Árabes Unidos para el proyecto, que incluye una planta de endulzamiento de gas e instalaciones de transmisión, se instaló con inversiones iniciales de alrededor de 300 millones de dólares. La infraestructura es en gran parte propiedad de SajGas y UGTC, subsidiarias de Dana Gas (PJSC). NIOC también invirtió más de 1.500 millones de dólares en el proyecto, desarrollando la producción in situ en el campo offshore de Salman e instalaciones de transporte críticas. El primer suministro de gas desde Irán estaba programado para comenzar en 2008, pero nunca se realizó. [39] [42] [43]
En julio de 2009, Crescent Petroleum presentó un caso de arbitraje contra NIOC. [44] [45] [46] Después de varios años, un tribunal internacional dictaminó en 2014 que el contrato de 25 años de National Iranian Oil Co., para suministrar gas a Crescent Petroleum, era válido y que NIOC había incumplido su obligación de entregar gas desde diciembre de 2005. Crescent Petroleum está actualmente llevando adelante sus reclamos por daños y perjuicios a través de arbitraje internacional. [47] [48]
A través de su filial Dana Gas, Crescent Petroleum participa en el mercado de petróleo y gas de Egipto desde 2007. Dana Gas opera 14 arrendamientos bajo tres concesiones en la superficie del Delta del Nilo y una participación del 26,4 por ciento en una planta de extracción de líquidos de gas en el Golfo de Suez. [49] [50] [51]
El primer proyecto que manejó Crescent Petroleum fue el campo Mubarek frente a la costa de los Emiratos Árabes Unidos. En 1969, la concesión de exploración y desarrollo offshore para el campo Mubarek frente a la costa de Sharjah se firmó por primera vez a través de Buttes Gas & Oil Co. International Inc., una subsidiaria de propiedad absoluta de Crescent Petroleum.
Los trabajos de sísmica en alta mar comenzaron en 1971. Las primeras perforaciones exploratorias comenzaron en 1972 y el trabajo se aceleró tras el descubrimiento inicial de los resultados de confirmación. Aunque el yacimiento de Mubarek se encuentra a gran profundidad y tiene una estratigrafía compleja (con la incidencia de sal gruesa y móvil, fracturación, flujos de agua a alta presión y capas sucesivas de formaciones sobrepresionadas y subpresionadas), [19] en los 13 meses posteriores al descubrimiento del pozo de confirmación en 1972, el yacimiento estaba en plena producción a un ritmo de más de 60.000 barriles por día (9.500 m3 / d). Esto fue un récord mundial en ese momento para poner en funcionamiento un yacimiento en alta mar a partir del descubrimiento de petróleo. [52]
El proyecto implicó la perforación de tres pozos adicionales, la instalación de una plataforma de procesamiento, una plataforma de cabezal de pozo adicional , una terminal de carga de exportación, tuberías y estructuras de soporte asociadas. [52]
Desde el inicio de la producción en 1974, el yacimiento de Mubarek ha atravesado varias fases de desarrollo. En 1977, Crescent Petroleum completó la fase inicial del desarrollo del yacimiento petrolífero de Ilam/Mishrif, a una profundidad de 4.700 metros (15.420 pies).
En 1986, la empresa finlandesa Neste Oy y la empresa bahreiní Intoil firmaron un acuerdo con Crescent Petroleum para un programa de perforación en alta mar en el yacimiento de Mubarek. El acuerdo detallaba la perforación de 11 pozos entre 1986 y 1995 por un costo de 110 millones de dólares. [36]
La empresa comenzó el desarrollo del yacimiento de condensado de gas Thamama a una profundidad de 4.700 metros (15.420 pies) en 1987 para la producción de gas y condensado. [53]
En enero de 1993 se acordaron más ventas de gas con Dubai y, a través de Consolidated Transmissions Inc., una subsidiaria de Crescent Petroleum, se puso en funcionamiento la construcción de un gasoducto de transmisión de gas en alta mar de 92 kilómetros (60 millas). El gasoducto tiene una capacidad de transporte de 150 millones de pies cúbicos (4,2 millones de metros cúbicos ) por día en condiciones estándar . La producción total del campo de Mubarek superó los 100 millones de barriles de petróleo y condensado, así como alrededor de 300 mil millones de pies cúbicos de gas natural. La capacidad total de procesamiento se situó en alrededor de 60.000 bopd de petróleo y gas.
En 1996, Enterprise Oil (Shell) firmó un acuerdo con Crescent Petroleum para seguir desarrollando el yacimiento de Mubarek. El acuerdo implicaba 25 millones de dólares para un estudio sísmico tridimensional del yacimiento y la perforación de al menos dos nuevos pozos, de los cuales el 40% de la producción futura se destinaría a Enterprise Oil. [54] Al año siguiente, Crescent Petroleum firmó un acuerdo para seguir explorando Mubarek con OPIC Middle East Corporation, una filial de Chinese Petroleum Corporation (actualmente CPC Corporation, Taiwán). [55]
En 2004, se firmó un acuerdo con Sastaro Limited (una subsidiaria de Sky Petroleum) para desarrollar aún más el yacimiento de Mubarek. [56] A fines de 2005, la compañía perforó más pozos de relleno para aumentar la producción de petróleo. [57]
La inversión total de Crescent Petroleum en el yacimiento de Mubarek superó los 500 millones de dólares. Después de 35 años de producción continua, Crescent Petroleum devolvió la concesión del yacimiento de Mubarek al gobierno de Sharjah en 2009. La empresa determinó que el yacimiento había llegado a su fin económica y comercialmente relevante. Con esta decisión, todas las instalaciones operativas también fueron entregadas al gobierno de Sharjah. [58] [59] [60]
En mayo de 2010, Crescent Petroleum y la compañía petrolera estatal rusa, Rosneft, firmaron un acuerdo de cooperación estratégica para desarrollar conjuntamente oportunidades de exploración y producción de petróleo y gas en la región de Medio Oriente y el norte de África. [61]
El mes siguiente, las dos compañías firmaron un acuerdo de cesión en presencia del entonces viceprimer ministro ruso, Ígor Sechin . Según los términos del acuerdo, ambas compañías desarrollarían conjuntamente la concesión terrestre de Sharjah, con Rosneft teniendo una participación del 49% como interés participante. [62] Las dos compañías acordaron invertir casi 60 millones de dólares en actividades de exploración iniciales, incluida la perforación de dos pozos petrolíferos a una profundidad de 4.500 metros (14.760 pies). [62] El proyecto tenía como objetivo producir condensados y líquidos de gas natural que pudieran consumirse en el país y exportarse internacionalmente. El acuerdo también incluía el desarrollo responsable de la infraestructura local. [61]
Desde 2014 se han perforado dos pozos. [62] La concesión fue cedida en febrero de 2016.
De 1973 a 1990, Crescent Petroleum poseía los derechos de exploración del Bloque 1 en la Cuenca del Adriático Sur , frente a la costa de Montenegro. En una empresa conjunta con Jugopetrol Kotor, la empresa poseía el 49% de los 3.830 kilómetros cuadrados (1.480 millas cuadradas) de superficie. Aunque se identificaron buenas perspectivas de perforación potenciales en el bloque, la concesión fue devuelta en 1990 debido a la agitación política. [63]
Entre 1981 y 1983, Crescent Petroleum tuvo concesiones para un bloque en alta mar en la cuenca Jorge, a lo largo de la costa atlántica cerca de Comodoro Rivadavia , en la provincia patagónica de Chubut , en el sur de Argentina. En una empresa conjunta con Golfo Petrolero, la empresa tenía una participación del 52,44% en el área de 232 kilómetros cuadrados (90 millas cuadradas). La empresa vendió sus intereses a Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF). [64]
Entre 1986 y 1990, Crescent Petroleum tuvo concesiones para dos bloques en alta mar en la cuenca de Potwar, cerca del río Indo, en el flanco noroeste de la cuenca de Potwar, en Pakistán. Crescent Petroleum tenía inicialmente el 95% de la participación, pero luego desarrolló un programa sísmico y la primera perforación de pozos junto con Amoco (ahora BP), compartiendo las concesiones en una empresa conjunta. Al expirar en 1990, las concesiones fueron devueltas al Gobierno de Pakistán. [65]
En 1989, Crescent Petroleum compró una participación mayoritaria en Buttes Resources Canada Limited (BRCL), propietaria de una importante producción y reservas de petróleo y gas en las provincias de Alberta y Saskatchewan , así como de una gran superficie de exploración en las provincias de Columbia Británica y los Territorios del Noroeste , Canadá. A principios de la década de 1990, la empresa vendió su participación en BRCL. [66]
En 1990, Crescent Petroleum poseía la concesión de East Khaledah, que abarcaba una zona de 861 km2 en el desierto occidental de Egipto . La concesión expiró y fue devuelta al Gobierno de Egipto en 1992. [67]
Entre 1991 y 1995, Crescent Petroleum tuvo concesiones para los Bloques 2 y 9. Como socio principal en un Acuerdo de Producción Compartida con British Gas, Louisiana Land and Exploration Inc., Clyde Petroleum, Itochu Corporation e Indonesia Petroleum Limited (Inpex), que se había firmado en enero de 1991, Crescent Petroleum operó inicialmente los 4.000 kilómetros cuadrados (1.540 millas cuadradas) de cada Bloque, y luego transfirió la operación del Bloque 9 a British Gas. Las concesiones fueron devueltas al Gobierno del Yemen una vez completado el programa de trabajo. [68]
En 1991, Crescent Petroleum lanzó el Proyecto de Gas del Golfo-Asia del Sur (GUSA), el primer proyecto viable para producir, transmitir por gasoducto y entregar gas natural desde Qatar a Pakistán y, eventualmente, a otros lugares del sur de Asia. [69] [70] Se esperaba que GUSA liderara los avances ambientales regionales y globales, ya que la finalización exitosa de GUSA habría significado reemplazos de grandes cantidades de fueloil en las plantas de energía de Pakistán. Crescent Petroleum invirtió más de US$30 millones en los esquemas de desarrollo y avanzó el proyecto hasta un estado de madurez previo a la implementación; sin embargo, el proyecto fue abortado debido a restricciones políticas. [71] [72] [73]
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