Equinor avanza con un nuevo desarrollo offshore para sostener la producción de petróleo
Los nuevos descubrimientos servirán de base para la fase 4 de Johan Sverdrup, uno de los principales campos petroleros del país.
Equinor puso en marcha los estudios para una nueva etapa de desarrollo en Johan Sverdrup, el mayor complejo petrolero de Noruega, luego de confirmar la existencia de recursos adicionales en áreas cercanas al yacimiento. La petrolera y sus socios apuntan a incorporar esos volúmenes mediante un sistema submarino conectado a la infraestructura ya instalada, una estrategia que busca mantener el nivel de producción del campo durante los próximos años.
La iniciativa se apoyará en los resultados obtenidos en los pozos de evaluación perforados en Tonjer y Geitungen, dos estructuras ubicadas dentro del área de influencia de Johan Sverdrup. Las primeras estimaciones indican que allí podrían recuperarse entre 20 y 30 millones de barriles equivalentes de petróleo, aunque los estudios de subsuelo continúan para precisar el potencial definitivo.
El desarrollo del bloque es llevado adelante por un consorcio integrado por Equinor, que actúa como operador y posee una participación del 42,62%; Aker BP, con el 31,57%; Petoro, con el 17,36%; y TotalEnergies, con el 8,44%. Las cuatro compañías son las responsables de impulsar la futura fase 4 del yacimiento.
La apuesta de Equinor en Noruega
En lugar de desarrollar nuevas plataformas, Equinor planea conectar los nuevos reservorios a las instalaciones que ya operan en Johan Sverdrup, una alternativa que reduce inversiones, acorta los plazos de ejecución y permite sumar producción con una menor intensidad de emisiones.
La compañía prevé avanzar durante los próximos años con la ingeniería del proyecto para llegar a una decisión final de inversión y habilitar el inicio de la producción hacia 2029.
"Estos volúmenes son importantes y rentables para Johan Sverdrup. Al integrar los nuevos recursos a la infraestructura existente, podemos desarrollarlos rápidamente, con bajos costos y bajas emisiones. Al mismo tiempo, contribuyen a mantener la producción y la generación de valor de uno de los mayores yacimientos petrolíferos de Noruega a lo largo del tiempo", señaló Kjetil Hove, vicepresidente ejecutivo de Desarrollo y Producción de Noruega.
Un activo clave para el abastecimiento europeo
Desde que comenzó a producir en 2019, Johan Sverdrup se transformó en uno de los activos más importantes del offshore europeo. El yacimiento aporta cerca de un tercio del petróleo que produce Noruega y constituye una fuente relevante de suministro para Europa, especialmente en un contexto en el que la seguridad energética volvió a ocupar un lugar central en la agenda del continente.
El campo está ubicado en el Mar del Norte, a unos 160 kilómetros de Stavanger, y posee reservas estimadas en 2.700 millones de barriles equivalentes de petróleo. Su capacidad de producción puede alcanzar los 755.000 barriles diarios.
"Johan Sverdrup ha sido la columna vertebral de la producción petrolera noruega desde sus inicios. Para mantener la producción y la generación de valor durante las próximas décadas, debemos desarrollar continuamente nuevos recursos en torno a la infraestructura existente. La Fase 4 es un buen ejemplo de cómo podemos obtener un mayor rendimiento de un yacimiento de clase mundial", sostuvo Hove.
Además, según explicó la empresa en un comunicado, el área se destaca por operar con una de las menores intensidades de emisiones de carbono de la industria offshore mundial gracias a su sistema de electrificación desde tierra, una característica que Equinor busca replicar en los nuevos desarrollos vinculados al campo.
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