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Al cierre del ejercicio 2010, el área de Upstream de Repsol participaba en bloques de exploración y producción de petróleo y gas de 27 países, directamente o a través de sus subsidiarias. La compañía era el operador en 20 de ellos.
Adicionalmente, Repsol tiene presencia en Rusia a través de la participación en la compañía rusa Alliance Oil, además de en los bloques exploratorios obtenidos en 2010 pendientes a la fecha de ratificación oficial, con lo que el área de Upstream está presente en la actualidad en 28 países.
El área de Upstream tenía derechos mineros sobre 448 bloques, con una superficie neta de 141.412 km2, al cierre de 2010. De éstos, 362 bloques son exploratorios y suman una superficie neta de 132.407 km2.
En 2010, Repsol terminó 12 sondeos exploratorios, de los cuales 4 resultaron positivos. A finales de año 6 sondeos exploratorios estaban en fase de perforación o pendientes de terminación.
España
Al cierre de 2010, Repsol poseía en España derechos mineros sobre 33 bloques: 21 de exploración, con una superficie neta de 6.483 km2, y 12 bloques de desarrollo que suman un área neta de 385 km2.
A través de sus instalaciones de Casablanca, Rodaballo y Boquerón (Mar Mediterráneo), Poseidón (Bahía de Cádiz) y Gaviota (Mar Cantábrico), la producción neta de Repsol alcanzó en 2010 un total de 0,9 Mbep (en torno a 2.513 bepd).
Durante el ejercicio, Repsol trabajó para el inicio del desarrollo de los campos de petróleo descubiertos en 2009, Montanazo D-5 y Lubina-1, situados en aguas del Mediterráneo. El plan de desarrollo contempla inicialmente su puesta en producción en 2011 a través de la plataforma Casablanca, lo que permitiría prorrogar la producción de los campos de Repsol existentes en la zona (Casablanca, Boquerón, Rodaballo y Chipirón), así como ampliar el período de utilización de dicha plataforma.
En 2010, Repsol completó y entregó a las autoridades el Estudio de Impacto Ambiental, se realizó la ingeniería de detalle de los equipos y solicitó el permiso de explotación.
Hitos 2010
• Repsol obtuvo en febrero de 2010 una prórroga de tres años en los bloques exploratorios Ballena 1, 2, 4 y 5, ubicados en aguas del Cantábrico.
• Repsol también obtuvo el bloque exploratorio terrestre Turbón, situado en la cuenca Surpirenaica, que se encuentra a la espera de su publicación en el Boletín Oficial del Estado.
Angola
A 31 de diciembre de 2010, Repsol poseía en el país derechos mineros sobre 12 bloques bajo la modalidad de contrato de servicio; se han comprado 12.785 km de sísmica 2D.
Hitos 2010
• Con la entrada en nuevos bloques de gas situados en la cuenca offshore Lower Congo, el año 2010 supuso para Repsol el inicio de la actividad de exploración y producción en Angola.
• Adicionalmente, Repsol ganó los tres bloques en el presalino angoleño por los cuales habían presentado ofertas en la ronda exploratoria. La compañía nacional Sonangol anunció los resultados de esta ronda el 24 de enero de 2011 en la que se adjudicaron a Repsol los bloques 22 (en el que es operador con un 30%), 35 (25% Repsol) y 37 (20% Repsol).
Arabia Saudí
A 31 de diciembre de 2010, Repsol poseía en el país derechos mineros sobre un bloque de exploración (bloque C) en la cuenca onshore Rub Al'Khali, con una superficie neta de 7.952 km2.
En junio de 2010, las autoridades del país aprobaron la segunda extensión del primer período exploratorio en el bloque C.
El 7 de marzo de 2004, Repsol firmó con el Ministro de Petróleo y Recursos Minerales de Arabia Saudí el contrato adjudicado al consorcio formado por Repsol (30%), Eni (50% y operador) y Saudi Aramco (20%) para la exploración de gas natural no asociado en el bloque C. En 2007 se completó la perforación del sondeo Ubaylah 2. En 2008 concluyó la perforación de dos sondeos con un resultado negativo. No se han perforado pozos exploratorios con posterioridad.
Argelia
Repsol poseía en Argelia al cierre de 2010 derechos mineros sobre 3 bloques onshore: 1 de exploración, con una superficie neta de 3.121 km2, y 2 de desarrollo, con una superficie neta de 599 km2. Se han registrado 436 km2 de sísmica 3D.
La producción neta del año se situó en 1,1 Mbbl de líquidos y 12,3 bscf de gas natural, con una producción neta total equivalente de 3,3 Mbep (9.029 bepd), procedente sobre todo del bloque TFT (operado conjuntamente por Sonatrach y Total) y, en menor medida, del bloque Issaouane, operado por Repsol. Bloque de exploración
Hitos 2010
• En enero de 2010, Repsol firmó el contrato para la exploración y explotación del bloque Sud-Est Illizi con Sonatrach y la Agencia Nacional de Valoración de Recursos de Hidrocarburos argelina (ALNAFT ). El bloque está situado en el sudeste de Argelia y el consorcio que desarrollará las actividades exploratorias está formado por Repsol (52,5%) como operador, la italiana Enel (27,5%) y la franco-belga GdF-Suez (20%).
La adjudicación de este nuevo bloque refuerza la posición de Repsol en Argelia y reafirma su apuesta por este país como área de crecimiento y en el que la compañía tiene ya una importante presencia en las áreas de Reggane, TFT e Issaouane.
• En lo referente al importante proyecto de gas de Reggane, en 2010 se trabajó junto con las autoridades argelinas en los pasos finales para el lanzamiento del plan de desarrollo del bloque, cuyos trabajos se esperan comenzar a lo largo de 2011, una vez obtenida la aprobación oficial. El plan de desarrollo incluye la perforación y finalización de 74 pozos, la profundización de 10 pozos adicionales y la realización de trabajos para completar (workovers) otros 2 pozos ya existentes. Repsol es el operador de este proyecto de gas, con una participación del 29,25% , mientras que RWE posee el 19,5% , Edison, el 11,25% y la compañía nacional argelina Sonatrach, el 40% restante. El comienzo de la producción de gas está previsto para finales de 2014 o 2015.
Bolivia
Vídeo "Jorge Ciacciarelli"
A 31 de diciembre de 2010, Repsol poseía en Bolivia derechos mineros sobre 29 bloques situados en las cuencas de Beni, Pie de Monte, Subandino Sur y Subandino Norte: 4 de exploración (con una superficie neta de 6.749 km2) y 25 bloques de desarrollo (con un área neta de 1.561 km2). La producción neta del año se cifró en 1,7 Mbbl de petróleo, incluidos condensados y líquidos separados del gas natural, y en 33,6 bscf de gas natural. La producción neta total equivalente fue de 7,7 Mbep (21.031 bepd) y se concentró en los campos San Alberto y Sábalo (participados por YPFB Andina y operados por Petrobras).
Hitos 2010
• En 2010, los socios del importante proyecto de gas Margarita-Huacaya, una de las iniciativas clave de la compañía, tomaron la decisión de iniciar los trabajos para el desarrollo de su primera fase. Este proyecto estratégico se encuentra al norte del estado de Tarija y está operado por un consorcio integrado por Repsol (operador, con una participación del 37,5%), BG (37,5%) y PAE (25%). El objetivo del plan de desarrollo conjunto de los campos Margarita y Huacaya (este último descubierto en 2008 y que fue uno de los cinco mayores hallazgos en todo el mundo realizados ese año) consiste en incrementar la producción actual del campo de 2,3 Mm3/d a un nivel mantenido (plateau) intermedio como primera fase de 8,3 Mm3/d en 2012, con la posibilidad de elevar la producción en una segunda fase a 14 Mm3/d en 2013.
En julio de 2010 y dentro del plan de desarrollo, se firmó el contrato para la construcción de la nueva planta de procesamiento de gas en el campo Margarita para aumentar la capacidad actual de producción a 8,3 Mm3/d. Se estima que en un plazo de aproximadamente 20 meses desde la firma finalicen los trabajos de construcción de la planta.
• En agosto de 2010 y en el marco del programa de perforación de desarrollo del área de contrato de Río Grande que se sitúa 55 kilómetros al sureste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, Repsol, como parte dentro del consorcio YPFB Andina, realizó un descubrimiento de gas con el pozo RGD 22. Los trabajos están orientados a aumentar la producción de hidrocarburos en el país y consisten en la profundización de pozos existentes. El hallazgo aporta unos recursos totales de 1 TCF de gas, cantidad que equivale a diez meses de consumo de gas en España. Estos recursos podrán ser puestos en producción en un breve plazo de tiempo, ya que el campo Río Grande cuenta con la infraestructura necesaria. Las pruebas de producción en el pozo RGD 22 arrojaron un caudal de 6 millones de pies cúbicos/día y 160 barriles de condensado. Las perforaciones futuras permitirán definir con más exactitud el tamaño del hallazgo.
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Brasil
Vídeo "Didier Wloszczowski"
Repsol tenía al cierre de 2010 derechos mineros sobre 16 bloques: en Brasil 14 de exploración (1.788 km2 de superficie neta) y 2 de desarrollo (78 km2 de superficie neta), localizados en las cuencas offshore de Santos, Espíritu Santo y Campos. Repsol es la empresa operadora en 8 de estos bloques.
La producción neta del año fue de 3,3 Mbbl de líquidos y 1 bscf de gas natural, con una producción neta total equivalente de 3,5 Mbep (9.557 bepd), procedente del bloque Albacora Leste. Durante el ejercicio se concluyeron 6 sondeos exploratorios, de los cuales 2 dieron resultados positivos, 4 fueron negativos y otros 3 estaban en perforación a 31 de diciembre.
Además, se compraron 234.325 km de sísmica 2D y 5.551 km2 de sísmica 3D. Repsol, una de las compañías energéticas independientes líderes en exploración y producción de Brasil, tiene una posición estratégica en las áreas de mayor potencial del presalino brasileño y, junto con Petrobras y BG, lidera la actividad exploratoria en la prolífica cuenca de Santos. La compañía cuenta en el país con una importante y diversificada cartera de activos, que incluye el campo en producción Albacora Leste y activos con grandes descubrimientos realizados en los últimos años, destacando de manera especial el bloque BM-S-9, en la cuenca de Santos, con los descubrimientos de Guará, Carioca, Iguazú Norte y Abaré Oeste, así como los campos Piracucá, situado en el bloque BM-S-7 y que actualmente está en fase de desarrollo, y Panoramix, en el bloque BM-S-48 (674).
Hitos 2010
• En 2010 se produjo un hito de gran importancia dentro de la estrategia de la compañía en esta área clave. En octubre se anunció la alianza entre Repsol y Sinopec en Brasil para crear una de las mayores compañías energéticas privadas de Latinoamérica. El 28 de diciembre de 2010, la Junta de Accionistas de Repsol Brasil aprobó la ampliación de capital por más de 7.111 millones de dólares suscrita en su totalidad por Sinopec, dando lugar a una empresa con un valor de 17.777 millones de dólares. Repsol mantendrá el 60% del capital social de la nueva compañía y Sinopec, la mayor petrolera china, el 40% . Los fondos aportados en esta operación permitirán a la compañía encarar las inversiones necesarias para el desarrollo de sus activos en Brasil, que incluyen algunos de los mayores descubrimientos del mundo, como los obtenidos en Guará y Carioca. Repsol y Sinopec seguirán con sus planes de expansión en el país y, conjuntamente o por separado, participarán en las futuras rondas exploratorias en Brasil. Esta transacción, realizada entre dos compañías líderes, pone en valor el éxito de la actividad exploratoria realizada por Repsol en Brasil durante los últimos años.
El acuerdo alcanzado entre Repsol y Sinopec demuestra el gran interés internacional actual por Brasil y, especialmente, por la actividad en el presalino de la cuenca de Santos. El offshore brasileño es una de las mayores áreas de crecimiento en reservas de hidrocarburos del mundo.
• Durante 2010, en el área de Guará se terminó el pozo de evaluación Guará Norte con resultado positivo, confirmando el elevado potencial de reservas de este campo. Durante 2010 se realizaron los trabajos previos para la realización de una prueba extensa de producción (EWT) que durará 5 meses y que se inició en diciembre de 2010. También se concretaron acuerdos para la contratación de una plataforma de perforación (rig) adicional a la existente y para la construcción de una futura segunda unidad de producción (FPSO). Todos estos trabajos están orientados a comenzar el desarrollo de esta área, con el objetivo de iniciar su producción en 2013.
• Repsol anunció en enero de 2011 el resultado positivo del sondeo de evaluación de la zona noreste de la estructura (Carioca NE), en el área de Carioca. El objetivo era obtener datos definitivos para terminar de definir el plan de desarrollo del campo y su futura puesta en producción. Está prevista la realización de pruebas extensas de producción (EWT) en 2011 y la perforación de un sondeo adicional.
En el bloque BM-S-9 existe un potencial exploratorio que se evaluará en los dos próximos años. En 2009 ya se realizaron otros dos descubrimientos exploratorios (Iguazú Norte y Abaré Oeste), por lo que las expectativas del resto del bloque también son elevadas.
• En junio de 2010 se concluyó con resultado positivo la perforación del sondeo exploratorio Creal B, en el campo Albacora Leste, que resultó descubridor en el objetivo presalino, lo que incrementa significativamente el potencial de reservas remanentes en este importante campo del offshore brasileño. Albacora Leste, en el que Repsol participa con un 10% , se encuentra en producción desde abril de 2006.
• En mayo de 2010, en el bloque de desarrollo BM-S-7 Piracucá, ubicado también en la cuenca marina de Santos, se concluyó con resultado positivo el sondeo exploratorio Piracucá-2. Este es el tercer sondeo positivo perforado después de Pialamba y Piracucá-1 en 2009. Tras los positivos resultados exploratorios y de evaluación de 2009, confirmados en 2010 con el sondeo Piracucá-2, se decidió iniciar los trabajos de desarrollo del bloque con el objetivo de su puesta en producción en el año 2015.
Los importantes descubrimientos exploratorios realizados en los últimos años, los proyectos de desarrollo que se están materializando y la importante alianza establecida con Sinopec refuerzan la estrategia de la compañía en el offshore brasileño y representan uno de los proyectos clave de crecimiento en el área de Upstream.
Canadá
A 31 de diciembre de 2010, Repsol poseía en Canadá derechos mineros sobre 3 bloques de exploración con una superficie neta de 1.120 km2. En 2010 se compraron 32.990 km de sísmica 2D.
A lo largo de 2010, Repsol continuó trabajando para ampliar su conocimiento geológico de las áreas disponibles y poder establecer el valor de las oportunidades que se están presentando en el país.
La compañía participa a la fecha en tres bloques de exploración en el offshore de Newfoundland (Terranova) y Labrador. Dos de estos bloques se sitúan en la zona de Central Ridge/Flemish Pass y otro en Jeanne d'Arc Basin.
Hitos 2010
• En la ronda exploratoria llevada a cabo a finales de 2010 en Canadá, Repsol obtuvo, pendiente de la ratificación oficial, un 25 % en los bloques exploratorios NL 10-01 y NL 10-02, situados en el área Jeanne d'Arc Basin.
Colombia
A finales de 2010, Repsol tenía en Colombia derechos mineros sobre 8 bloques onshore: 3 de exploración, con una superficie neta de 1.436 km2, y 5 de desarrollo, con un área neta de 274 km2.
La producción neta del año se cifró en 1,9 Mbbl (5.085 bbld) de petróleo. A lo largo de 2010 se terminaron 4 sondeos exploratorios, uno de ellos con resultado positivo (Calamaro-1). En el año 2010 se compraron 2.238 km de sísmica 2D offshore.
Hitos 2010
• La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) adjudicó en la ronda exploratoria celebrada en 2010, dos bloques offshore (Cayos-1 y Cayos-5), al consorcio formado por Repsol (35%), Ecopetrol (50%) e YPF (15%). La adjudicación de estos bloques está pendiente de su ratificación oficial.
• Repsol firmó un acuerdo con la compañía colombiana Ecopetrol y la brasileña Petrobras para la obtención de una participación en el bloque exploratorio offshore Tayrona, ubicado en aguas del Caribe colombiano, cercano a la península de La Guajira. Tras el acuerdo firmado en enero de 2011, Repsol tiene una participación del 30% en este bloque, Ecopetrol dispone de otro 30% y Petrobras, que continuará siendo la compañía operadora, controla el 40% restante. La operación está sujeta a la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia.
• A finales de año se produjo un nuevo descubrimiento exploratorio en Colombia con el sondeo Calamaro-1, en el bloque Rondón, que se encuentra en la cuenca de Llanos.
Cuba
A finales de 2010, Repsol poseía derechos mineros sobre un bloque de exploración en el offshore de Cuba que abarca siete áreas exploratorias (N 25/26/27/28/29/35/36) que suman una superficie neta de 4.492 km2 y se rigen por el mismo contrato. A lo largo de 2010 no se concluyeron sondeos exploratorios.
Hitos 2010
• En el mes de enero de 2010 Repsol firmó con la compañía Saipem el contrato de alquiler para la utilización del equipo de perforación Scarabeo-9, que cumple con todas las especificaciones técnicas y las limitaciones establecidas por la administración estadounidense para operaciones de perforación en Cuba. Esto, junto con el resto de los trabajos preparatorios realizados durante 2010, permitirá el inicio de la perforación del sondeo exploratorio Jagüey en la segunda mitad de 2011.
Ecuador
Repsol tenía al cierre de 2010 derechos mineros sobre 3 bloques de desarrollo que cuentan con una superficie neta de 741 km2. La producción neta del año fue de 5,9 Mbbl (16.034 bbld) de petróleo, la mayor parte procedente del bloque 16. En 2010 no se finalizaron sondeos exploratorios en Ecuador.
Hitos 2010
• El 23 de noviembre de 2010 se acordó la modificación del contrato de participación para la exploración y explotación de hidrocarburos en el bloque 16, para adoptar el modelo de contrato de prestación de servicios. El nuevo contrato tendrá vigencia hasta 2018. Asimismo, el 22 de enero de 2011 se ha suscrito el contrato de prestación de servicios del bloque Tivacuno.
Estados Unidos
A 31 de diciembre de 2010, el área de Upstream de Repsol poseía en Estados Unidos derechos mineros sobre 283 bloques en las áreas offshore de Green Canyon, Alaminos Canyon, Atwater Valley, Beechey Point, Garden Banks, Harrison Bay, Karo, Keathley Canyon, Mississippi Canyon, Posey y Walker Ridge. De éstos, un total de 277 son de exploración, con una superficie neta de 4.039 km2, y los otros 6 son de desarrollo (39 km2). La producción neta del año se situó en 11,2 Mbep (30.589 bbld). En 2010 no se terminaron sondeos exploratorios. Se compraron 8.407 km de sísmica 2D y 15.188 km2 de sísmica 3D.
Repsol ha fortalecido de manera muy significativa en los últimos cuatro años su presencia en aguas profundas del Golfo de México estadounidense, tras la entrada en el importante proyecto de petróleo de Shenzi y la obtención de un gran número de nuevos bloques exploratorios, cuyo potencial comenzó a materializarse en 2009 con el descubrimiento realizado con el sondeo Buckskin. Esta área se considera una de las más rentables y de mayor potencial exploratorio en aguas profundas del mundo.
Repsol participa con un 28 % en el campo Shenzi, que está en producción a través de su propia plataforma desde marzo de 2009. Shenzi es uno de los mayores descubrimientos realizados hasta el momento en aguas profundas del Golfo de México. A finales de 2010, diez pozos estaban produciendo a través de esta plataforma.
Tras el levantamiento en octubre de 2010 de la moratoria de perforación en aguas profundas del Golfo de México por parte del Departamento de Interior de Estados Unidos impuesta a finales de abril de 2010, se espera continuar con la terminación de la perforación de los demás pozos de desarrollo. De manera más inmediata (noviembre de 2010) se reanudaron las operaciones de perforación para la inyección de agua en el yacimiento con el objetivo de incrementar su producción. Actualmente, se está terminando la revisión de todos los procedimientos operativos y de los sistemas de gestión para estar en disposición de cumplir de manera estricta con las nuevas exigencias regulatorias para la perforación de nuevos sondeos de exploración y desarrollo.
En el año 2010, a través de la plataforma Shenzi, se obtuvieron niveles de producción superiores a los 105.000 barriles de petróleo/día. El plan de inversiones tiene como objetivo mantener un plateau anual de producción de entre 100.000 y 120.000 barriles equivalentes de petróleo diarios durante los próximos cinco años incluyendo, a partir de mediados del 2012, el aporte adicional obtenido por el proyecto de recuperación secundaria vía inyección de agua. El Flanco Norte de Shenzi se encuentra en una fase más inicial de desarrollo.
El resultado positivo de los trabajos de perforación en 2009 amplió el potencial esperado de esta área. El primer sondeo de delineación de estas formaciones está previsto para el año 2011.
El sondeo de evaluación del descubrimiento Buckskin, que estaba previsto perforar en 2010, se prevé empezar en 2011. Su inicio se retrasó debido a la moratoria de perforación, aunque esto no afecta a la fecha estimada de puesta en producción del campo, en 2017. Este sondeo de evaluación permitirá definir el plan de desarrollo futuro del campo. Repsol es la compañía operadora del proyecto en su fase exploratoria. El descubrimiento de Buckskin se realizó en 2009 a una profundidad total de unos 10.000 metros, lo que lo convirtió en el pozo más profundo operado por Repsol y uno de los más hondos perforados en la zona.
En Alaska, Repsol participa con un 20% en 71 bloques colindantes en el Mar de Beaufort con las compañías Shell Offshore Inc. y Eni Petroleum US LLC. Se están llevando a cabo estudios para concretar su potencial exploratorio. La compañía también tiene el 100% de 93 bloques en el Mar de Chukchi.
Hitos 2010
• En marzo de 2010, Repsol obtuvo 16 nuevos bloques exploratorios en la ronda 213, en el Golfo de México, en las cuencas de Mississippi Canyon, Garden Banks, Green Canyon, Walker Ridge y Keathley Canyon. Cinco bloques con un 100% de participación, y el resto en asociación con Ecopetrol (cinco con una participación de Repsol del 60% , otros tantos con una participación del 40% y un bloque más al 50%). Además de estos 16 bloques, Repsol también obtuvo, por acuerdo con las compañías adjudicatarias, participación en otros dos bloques ofertados en la ronda 213 en Mississippi Canyon y Keathley Canyon.
Estos bloques, junto con los obtenidos en los últimos años, constituyen una sólida y amplia cartera de proyectos exploratorios de más de 275 bloques en el país. La participación de la compañía en estas rondas se enmarca en la estrategia de diversificación y crecimiento en países de la OCDE.
• Repsol anunció el 7 de marzo de 2011 un acuerdo con "70 & 148, LLC" y GMT Exploration, LLC para la exploración conjunta de los bloques que estas dos compañías tienen en el prolífico "North Slope" de Alaska. La participación de Repsol en estos bloques será del 70%. Se trata de un conjunto de bloques ubicados en las cercanías de grandes campos en producción, que ocupan cerca de 2.000 km2.
Guinea Ecuatorial
Repsol poseía en este país africano derechos mineros sobre un bloque de exploración situado en la cuenca offshore de Niger Delta y Bioko, con una superficie neta de 361 km2, a 31 de diciembre de 2010.
En 2007 se perforó en el bloque C (donde Repsol participa con el 57,38%) el sondeo exploratorio Langosta-1, que finalizó el 3 de diciembre del mismo año. El sondeo continúa actualmente en fase de evaluación de los resultados obtenidos para determinar su viabilidad económica.
Guyana
El área de Upstream de Repsol disponía al cierre de 2010 de derechos mineros sobre un bloque de exploración en el offshore de Guyana que tiene una superficie neta de 1.260 km2. En 2010 no se perforaron pozos exploratorios.
Repsol llevó a cabo durante el ejercicio los trabajos previos orientados a la perforación del pozo Jaguar-1X, previsto para el segundo trimestre de 2011. Dicho sondeo se encuentra en el bloque marino Georgetown y Repsol es el operador del mismo con el 15% . YPF participa con un 30% , Tullow Oil dispone del 30% y CGX Energy, del 25% .
Indonesia
Repsol tenía al cierre de 2010 derechos mineros sobre 3 bloques de exploración que tienen una superficie neta de 6.833 km2. Se registraron 9.431 km de sísmica 2D y 201 km2 de sísmica 3D; adicionalmente, se compraron 12.408 km de sísmica 2D.
Hitos 2010
• Repsol llegó a un acuerdo en Indonesia con la compañía Niko Resources Ltd durante el primer trimestre de 2010 para la adquisición de un 45% de participación en los bloques exploratorios Seram y East Bula, y de un 50% en el área de estudio Seram Sur. En enero de 2011 esta transacción fue aprobada formalmente por el gobierno indonesio.
• En mayo de 2010, Repsol obtuvo tres bloques exploratorios (Cendrawasih II, III y IV) localizados en el offshore de la isla de Papúa en la ronda de licitación 2010 de Indonesia. El socio en estos bloques es la compañía Niko Resources Ltd. Repsol tiene una participación del 50% y es la compañía operadora en uno de los bloques.
Estos dos logros son pasos decisivos para la apertura de nuevas áreas con alto potencial exploratorio en este país con gran tradición petrolera.
Kazajistán
A 31 de diciembre de 2010, Repsol tenía derechos mineros sobre un bloque exploratorio offshore que tiene una superficie neta de 547 km2.
En el último trimestre de 2006, Repsol adquirió a KazMunaiGaz, la empresa estatal de hidrocarburos de este país de Asia Central, un 25% de la empresa Zhambay LLP, titular del bloque exploratorio Zhambay, ubicado en el Mar Caspio, cerca de la frontera con Rusia y la desembocadura del Volga. Los socios del proyecto son KazMunaiGaz (50%) y la petrolera rusa Lukoil (25%). El acuerdo para la entrada en el bloque Zhambay, que tiene un alto interés exploratorio, dada su localización y el elevado potencial detectado, se firmó en 2005.
Repsol y sus socios en Zhambay solicitaron una extensión del período exploratorio por 2 años (hasta finales de 2011), con el compromiso de perforar el primer sondeo exploratorio. Después de los estudios realizados en 2009, los socios seleccionaron la ubicación con mayores expectativas de éxito del primer sondeo exploratorio, que se prevé iniciar en el segundo semestre de 2011.
Liberia
A 31 de diciembre de 2010, Repsol poseía en Liberia derechos mineros sobre 3 bloques de exploración en el offshore de Liberia (LB 15, LB 16 y LB 17), que abarcan una superficie neta de 1.711 km2. En 2005, Repsol se adjudicó los derechos de exploración y desarrollo del bloque 16 (situado en aguas territoriales del país africano), dentro del primer concurso internacional convocado por el gobierno de Liberia. A través de la negociación directa, la compañía ya había obtenido en verano de 2004 los derechos del bloque 17, adyacente al 16 y fronterizo con el bloque en el que participa Repsol en aguas territoriales de Sierra Leona.
En 2010 se trabajó en la definición de la locación de un pozo exploratorio en el bloque LB 15 que se perforará en 2011.
Libia
Repsol tenía a finales de 2010 en este país norteafricano derechos mineros sobre 10 bloques, 9 de ellos onshore y 1 en la cuenca offshore de Sirte. De estos 10 bloques, 8 son de exploración y suman una superficie neta de 20.718 km2, y 2 son de desarrollo, con un área neta de 1.566 km2.
La producción neta del año fue de 14,7 Mbbl de petróleo (40.250 bbld), procedente de los bloques NC-115 (campo El-Sharara) y NC-186, en la cuenca de Murzuq. La producción bruta de los dos bloques en producción en Libia ascendió en 2010 a 320.873 bbld. A finales de 2010 se encontraban en perforación 2 sondeos exploratorios en el país. Se registraron 3.462 km2 de sísmica 3D y se compraron 1.328 km de sísmica 2D.
Hitos 2010
• En el marco del plan de desarrollo del campo I/R, en 2010 se concluyeron trabajos importantes para el mismo. Así, se pusieron en operación las cuatro estaciones recolectoras (manifolds), además de la línea definitiva de exportación de crudo hacia las instalaciones centrales del bloque NC-115. Las instalaciones para la inyección de agua en el campo terminaron en 2010 y en octubre comenzó la inyección.
El campo I/R, descubrimiento realizado en 2006, entró en producción en junio de 2008 y se estima que alcanzará un plateau de producción de 75.000 bbld una vez terminadas las instalaciones permanentes, entre 2012 y 2013. El campo está ubicado en la prolífica cuenca de Murzuq, en los bloques NC-186 y NC-115, ambos participados por Repsol.
• En mayo de 2010 se puso en producción el campo K, situado en el bloque NC-186, cuyo plan de desarrollo fue aprobado por la compañía nacional libia NOC en diciembre de 2008.
Marruecos
Repsol poseía al cierre de 2010 derechos mineros sobre 4 bloques de exploración localizados en la cuenca offshore Rharb y que suman una superficie neta de 15.335 km2. En 2010 no se perforó ningún sondeo exploratorio. Se registraron 1.362 km y 1.341 km2 de sísmica 2D y 3D, respectivamente.
Hitos 2010
• Los datos de sísmica 3D registrados en 2010 comenzaron a interpretarse en el cuarto trimestre para corroborar la ubicación de los sondeos de exploración previstos para 2011.
La perforación del primer pozo exploratorio dentro del Segundo Periodo de Extensión está prevista para finales del primer semestre de 2011. En caso de éxito comercial de este primer pozo, se perforaría un segundo pozo exploratorio dentro del segundo semestre de 2011.
• En 2010 se firmó un acuerdo con la compañía de perforación Noble Homer Ferrinton para disponer de una plataforma semisumergible para la perforación de estos sondeos exploratorios.
Mauritania
A 31 de diciembre de 2010, Repsol poseía en este país africano derechos mineros sobre un bloque de exploración (TA-10) que abarca una superficie neta de 15.166 km2, se encuentra en la cuenca onshore de Taoudenni. La compañía es la operadora de este bloque y controla una participación del 70% , mientras que el 30% restante pertenece a RWE Dea. En 2010 no se perforaron sondeos exploratorios, pero se registraron 267 km de sísmica 2D.
México
Repsol tenía al cierre de 2010 un contrato de servicios múltiples (CSM) sobre el bloque de desarrollo Reynosa-Monterrey (440 km2) que se encuentra al norte del país, en la cuenca onshore de Burgos. Repsol tomó esta operación en marzo de 2004. La zona contaba con 16 campos de gas ya descubiertos y en explotación, y el objetivo era incrementar sustancialmente su producción mediante inversiones adicionales de desarrollo. El contrato se adjudicó en el año 2003 en la primera licitación internacional convocada por la empresa nacional mexicana Pemex para participar en actividades de desarrollo y producción de campos de gas en el país. Con este contrato, Repsol se convirtió en la primera compañía internacional en participar en las actividades de desarrollo y explotación de hidrocarburos en México. En el momento en que Repsol asumió la operación en 2004, la producción era de 10,5 Mscfd.
Tras la intensa campaña de perforación realizada en estos años y las inversiones realizadas en tuberías y vías de acceso adicionales, además de la campaña de sísmica 3D, la producción se ha multiplicado por más de cuatro. De hecho, en 2010 el promedio de producción fue de 42,9 Mscfd a través de 50 pozos productores.
Noruega
Vídeo "Max Torres"
Repsol poseía al cierre de 2010 derechos mineros sobre 4 bloques de exploración offshore, con una superficie neta de 677 km2. En 2010 se registraron 4.002 km2 de sísmica 3D y se compraron 332 km y 2.433 km2 de sísmica 2D y 3D, respectivamente.
Repsol inició sus actividades en Noruega en 2009. Junto con Det Norske Oljeselskap ASA, Bayerngas Norge AS y Svenska Petroleum Exploration AS, se adjudicó el bloque exploratorio PL-512, situado en el área 6407 y ofertado en la Ronda APA 2008. En 2009 también se abrió una oficina permanente en Oslo, en línea con la estrategia de diversificación geográfica y con el objetivo de incrementar la presencia de la compañía en este país.
Hitos 2010
• En la ronda APA 2009, el gobierno de Noruega adjudicó en enero de 2010 dos nuevas licencias exploratorias (PL-541 y PL-557) en aguas del Mar del Norte y del Mar de Noruega a sendos consorcios en los que Repsol participa.
En la licencia PL-541, Repsol es la compañía operadora, con una participación del 50%. La licencia se ubica en el sector noruego del Mar del Norte y Repsol está asociada a la empresa italiana Edison (35%) y a la noruega Skagen (15%). Repsol se constituye por primera vez como operador en la Norwegian Continental Shelf (NCS), lo que supone el reconocimiento de la capacidad de la compañía por parte de las autoridades noruegas, muy valorado en el sector. Repsol participa con un 40%, junto con la austriaca OMV (50% y operador) y la noruega Skagen (10%), en la segunda licencia, PL-557, que se sitúa en el Mar de Noruega.
• En junio de 2010, Repsol también entró con una participación del 40% en la licencia PL-356, operada por Det Norske, que mantiene un 60% . La licencia está localizada en la zona meridional del Mar del Norte, en el sector noruego.
Omán
En este país, Repsol poseía al cierre de 2010 derechos mineros sobre un bloque de exploración onshore con una superficie neta de 2.482 km2.
Hitos 2010
• Repsol acordó en agosto con la compañía petrolera pública de Emiratos Árabes Unidos, RAK Petroleum, la adquisición de un 50% de participación en el bloque 47 (Jebel Hammah). RAK continuará como operador del bloque, que abarca 4.964 km2, y se sitúa en el norte del país. El acuerdo está sujeto a la aprobación de las autoridades gubernamentales de Omán.
• En octubre de 2010 se inició la perforación del primer sondeo exploratorio (ZAD-2), que continuaba en perforación a diciembre de 2010.
Perú
A 31 de diciembre de 2010, Repsol tenía en este país derechos mineros sobre 8 bloques onshore: 6 de exploración, con una superficie neta de 23.099 km2, y 2 de desarrollo, con un área neta de 202 km2. En 2010, la producción neta de hidrocarburos en Perú fue de 7 Mbep (19.281 bepd), procedente de los bloques 56 y 88 (yacimiento Camisea). La producción neta de crudo se situó en 3 Mbbl (incluidos condensados y líquidos) y en 22,8 bscf de gas natural. Durante 2010 se registraron 190 km de sísmica 2D. Se perforó el pozo Runtusapa-1x, con resultado negativo.
Hitos 2010
• En junio de 2010 comenzó el suministro de gas natural a la planta de licuación de Peru LNG, donde la compañía cuenta con una participación del 20%, desde el campo Camisea, en el que Repsol también particia con un 10%. La producción del campo Camisea, constituido por los bloques 56 y 88, está destinada tanto al mercado local como al abastecimiento de la planta de licuado Peru LNG. El bloque 56 inició la producción del yacimiento Pagoreni en 2008. El bloque 88 tiene dos yacimientos: San Martín (en producción desde 2004) y Cashiriari (en producción desde 2009).
• El plan de desarrollo temprano de la zona sur de Kinteroni comenzó en 2010. Este importante descubrimiento se realizó en 2008 y fue uno de los mayores del mundo en ese año. Kinteroni está en el bloque 57, en la cuenca Ucayali-Madre de Dios, en la selva central del país, a 50 km del campo de gas y condensado de Camisea. Repsol es la compañía operadora en este bloque con una participación del 53,84% .
El plan de desarrollo temprano de la zona sur de Kinteroni incluye la perforación de 2 nuevos pozos, así como el reacondicionamiento del pozo descubridor de 2008. Una vez obtenida en 2010 la aprobación del correspondiente Estudio de Impacto Ambiental, en agosto se inició la perforación del primer pozo de desarrollo que finalizó en el cuarto trimestre de 2010. La perforación del segundo pozo de desarrollo y el reacondicionamiento del pozo descubridor se realizarán durante 2011. El objetivo del plan de desarrollo es comenzar a producir en el año 2012.
• Perupetro adjudicó en octubre de 2010 las licencias de exploración de los lotes 176, 180, 182 y 184, en la Faja Plegada Subandina, a un consorcio formado por Repsol (25% y operador), Ecopetrol (50%) e YPF (25%). La adjudicación está pendiente de la ratificación oficial. Estas áreas refuerzan la posición exploratoria de Repsol en la Faja Plegada Peruana. Repsol entró con un 30%, también en 2010, en el bloque 101, en la cuenca de Marañón, que está operado por la compañía Talisman.
Rusia
Repsol tiene presencia en Rusia desde febrero de 2006 tras el acuerdo alcanzado con West Siberian Resources (WSR) para la adquisición del 10% de esta compañía y para desarrollar conjuntamente proyectos de exploración y producción de hidrocarburos en el país. En 2008, WSR se fusionó con la petrolera rusa Alliance Oil. La compañía integrada en 2010 produjo una media diaria de 46.000 Bbl/día y refinó unos 65.000 Bbl/día.
Hitos 2010
• A mediados de 2010, Repsol acordó la adquisición, ratificada oficialmente a comienzos de 2011 por las autoridades rusas, del 74,9% del capital social de la compañía CSJC EUROTEK-YUGRA, que posee los bloques exploratorios Karabashsky 1 y 2, situados en la cuenca West Siberian de Rusia.
Sierra Leona
Al cierre de 2010, Repsol tenía en Sierra Leona derechos mineros sobre un bloque de exploración offshore con una superficie neta de 1.374 km2. La compañía tiene una participación del 25% en el bloque SL-07B-10, que proviene de las áreas retenidas de los ex-bloques SL-6 y SL-7, que fueron adjudicados en enero de 2003. Los socios son Anadarko (65%, operador) y Tullow (10%). La profundidad de agua del bloque varía entre los 100 y los 3.800 metros. En 2010 se perforó el pozo exploratorio Mercury-1, con resultado positivo.
Hitos 2010
• En el tercer trimestre de 2010 Repsol, junto a sus socios, Anadarko y Tullow, realizó su segundo descubrimiento exploratorio en aguas profundas de Sierra Leona. El resultado positivo del pozo Mercury-1, en el bloque SL-07B-10, es una clara indicación del potencial de un área prácticamente inexplorada hasta el momento. El sondeo descubridor alcanzó una profundidad de 4.862 metros, con una lámina de agua de 1.600 metros. La columna de hidrocarburos encontrada alcanza los 41 metros.
Este descubrimiento se suma al éxito en 2009 del pozo Venus B-1, donde se encontraron gas e hidrocarburos líquidos a una profundidad de 5.639 metros, con una lámina de agua de 1.780 metros. El pozo Mercury-1 fue perforado unos 64 kilómetros al sudeste de Venus B-1.
En esta región de África Repsol es una de las compañías pioneras en la exploración. Las operaciones de la compañía, iniciadas en 2003, han dado como resultado el descubrimiento de un área de alto potencial que seguirá explorando junto con sus socios.
Surinam
A diciembre de 2010, Repsol mantenía en este país derechos mineros sobre un bloque de exploración offshore que cuenta con una superficie neta de 4.997 km2. Repsol Exploración Suriname es el operador del bloque y posee una participación del 40%, mientras que Noble Energy posee el 60% restante.
Una vez cumplidos los compromisos de las dos primeras fases exploratorias en el bloque 30, en enero de 2009 se llegó a un acuerdo con el gobierno de Surinam para iniciar el tercer período exploratorio, con un año de extensión.
Trinidad y Tobago
Al cierre del ejercicio, Repsol tenía en Trinidad y Tobago derechos mineros sobre 7 bloques offshore de desarrollo (2.363 km2 de superficie neta), que incluyen el 30% de los activos de exploración y producción de la compañía bpTT a través de la participación en la sociedad BPRY. La producción neta del ejercicio se cifró en 5,7 Mbbl de líquidos y 281,5 bscf de gas natural, con una producción neta equivalente de 55,8 Mbep (152.957 bepd). A lo largo de 2010 no se perforó ningún sondeo exploratorio en el país, pero se compraron 1.248 km de sísmica 2D y se registraron 31 km2 de sísmica 3D.
Repsol continúa siendo una de las principales compañías privadas en este país, en términos de producción y de reservas de petróleo y gas, junto con BP, con la que comparte la titularidad de la sociedad bpTT, en la que participa con un 30%. Esta compañía opera una extensa área productora de hidrocarburos en el offshore del país y en 2010 alcanzó una producción bruta media diaria de 470.661 barriles equivalentes de petróleo.
Venezuela
A 31 de diciembre de 2010, Repsol mantenía en Venezuela derechos mineros sobre 9 bloques, 1 de ellos en la cuenca offshore del Golfo de Venezuela: 2 de los bloques son de exploración, con una superficie neta de 669 km2 y 7 de desarrollo, con una superficie neta de 714 km2. La producción neta del año se situó en 4,8 Mbbl de petróleo y líquidos separados del gas natural y en 50,9 bscf de gas, con un total equivalente de 13,8 Mbep (37.929 bepd), procedentes fundamentalmente de los bloques Quiriquire, Barúa Motatán, Mene Grande y Yucal Placer. A lo largo de 2010 se registraron 433 km2 de sísmica 3D.
Hitos 2010
Durante el año se produjeron dos importantes hitos relacionados con proyectos clave para la compañía: el resultado positivo del sondeo de evaluación Perla 2x, en el bloque Cardón IV, y la entrada en el proyecto Carabobo 1. Adicionalmente la compañía entró en 2010 en el proyecto Barúa Motatán, que ya está en producción.
• Repsol anunció en abril de 2010 el resultado positivo del sondeo de evaluación Perla 2x en el bloque Cardón IV, en aguas de Venezuela. Perforado con una lámina de agua de 60 metros, el sondeo Perla 2x encontró un espesor neto de hidrocarburos ("net pay" de 260 metros. Los excelentes resultados de Perla 2x confirman al alza las grandes expectativas de recursos recuperables de gas en el bloque Cardón IV. Éstos, tras el descubrimiento con el sondeo Perla 1x en 2009, se estimaron inicialmente en 8 TCF de gas. Tras la perforación del sondeo Perla 2x, el Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela (MPPEP) aprobó la nueva estimación de recursos que se eleva a 9 TCF, lo que reafirma el megacampo Perla como el mayor de gas de la historia de Repsol y uno de los más importantes en Venezuela.
Repsol opera el bloque Cardón IV al 50% con la compañía italiana Eni durante la fase exploratoria. En la futura fase de desarrollo, en cuya definición se está trabajando actualmente, PDVSA (compañía petrolera nacional de Venezuela) tomaría un 35% del proyecto, junto con Repsol (32,5%) y Eni (32,5%).
• Un consorcio de compañías internacionales liderado por Repsol, con una participación del 11%, obtuvo en febrero de 2010 del gobierno venezolano la adjudicación del proyecto Carabobo 1. Consiste en el desarrollo, conjuntamente con PDVSA, de las reservas de crudo pesado de las áreas Carabobo 1 Norte y Carabobo 1 Centro, ubicadas en la Faja Petrolífera del Orinoco. Esta zona es una de las que cuentan con mayores reservas de hidrocarburos sin desarrollar del mundo. El bloque Carabobo está situado en la zona este de la faja venezolana, que según el US Geological Survey, podría tener un volumen recuperable de hasta 513.000 millones de barriles de crudo pesado. En Carabobo 1 se alcanzará una producción de 400.000 barriles de petróleo diarios durante un período de 40 años e incluye la construcción de un mejorador de crudo pesado con capacidad para procesar 200.000 barriles de petróleo/día. Parte del crudo pesado de este proyecto se destinará a las refinerías españolas de Repsol, lo que permitirá sacar partido a la apuesta de la compañía por el uso de avanzadas técnicas de conversión profunda en sus instalaciones.
En mayo de 2010 se firmó en Caracas la constitución de la empresa mixta PetroCarabobo S.A., encargada del desarrollo de las reservas de crudo pesado del proyecto Carabobo.
• Repsol se incorporó en 2010 al proyecto en producción Barúa Motatán, localizado en la cuenca del lago de Maracaibo. El operador es la empresa mixta Petroquiriquire, S.A., en la que Repsol participa con un 40% . La producción de Barúa Motatán se asignó a Petroquiriquire con fecha de 10 de febrero de 2010. Repsol materializó su entrada en el proyecto haciendo efectiva la Nota de Crédito recibida durante el proceso de migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas.
