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Operaciones por países

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El área de Upstream en el mundo

El área de Upstream tenía derechos mineros sobre 631 bloques, con una superficie neta de 227.855 km2, al cierre de 2011. De éstos, 545 bloques son exploratorios y suman una superficie neta de 218.273 km2.

En 2011, Repsol terminó 11 sondeos exploratorios, de los cuales tres resultaron positivos. A finales de año 10 sondeos exploratorios estaban en fase de perforación o pendientes de terminación.

España

Al cierre de 2011, Repsol poseía en España derechos mineros sobre 30 bloques: 19 de exploración, con una superficie neta de 7.221 km2, y 11 bloques de explotación que suman un área neta de 348 km2.

A través de sus instalaciones de Casablanca, Rodaballo y Boquerón (Mar Mediterráneo), Poseidón (Bahía de Cádiz) y Gaviota (Mar Cantábrico), Repsol produjo en 2011 un total de 0,8 Mbep (en torno a 2.073 bepd). Las reservas probadas netas de petróleo a fin de año se estimaban en 5,9 Mbep.

Hitos 2011

  • En junio de 2011 se recibió la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) favorable en los permisos Siroco A-D para la realización del sondeo exploratorio Siroco A-1. Por motivos de protección medioambiental se estableció el período febrero-abril para la perforación del sondeo que se prevé que tenga lugar en 2013. El segundo período exploratorio en que se encuentra el área se extendió en el año 2011 hasta agosto de 2013.

    Repsol obtuvo los permisos Siroco A-D en el Mar de Alborán en 2004. Desde este año se ha adquirido sísmica 3D, realizado un estudio de fondos marinos y diversos estudios geofísicos y geológicos para determinar la presencia de gas en esta área de estudio, así como la ubicación del sondeo exploratorio.

  • Durante el año, en el marco de los trabajos encaminados a la futura puesta en producción de los descubrimientos Lubina y Montanazo, se instalaron en la plataforma Casablanca las unidades de actuación y control de los equipamientos submarinos.

    España

    Quedaría sólo pendiente de recibir la DIA para la instalación de los equipos submarinos y la conexión a los equipos de control ya instalados en la plataforma. El retraso en la obtención de los permisos oficiales ha motivado que la fecha prevista de entrada en producción de estos campos se traslade al cuarto trimestre de 2012.

    Estos dos descubrimientos de petróleo en el Mediterráneo español fueron realizados por Repsol en 2009 con los pozos Montanazo D-5 y Lubina-1, situados a 45 kilómetros de las costas de Tarragona. Repsol es el operador en ambos.

  • En junio se adquirió un 40% de participación en Bezana y Bigüenzo, en la cornisa cantábrica. La compañía Petroleum O&G España (60%) es la operadora de estos bloques.

Información de España

Bloque de exploración

Bloque de desarrollo/explotación

Angola

A 31 de diciembre de 2011, Repsol poseía en el país derechos mineros sobre 12 bloques (con contrato de servicios). En 2011 se compraron 2.245 km de sísmica 2D.

Hitos 2011

  • En enero de 2011, en la ronda exploratoria llevada a cabo en el país, la compañía se adjudicó tres bloques exploratorios (22, 35 y 37). Repsol es la operadora en el bloque 22, con un 30% de participación. Los tres bloques están ubicados en la zona de Kwanza, en aguas profundas de Angola, en una zona que los geólogos ven como la continuación de la prolífica cuenca de Santos, en el offshore brasileño. En diciembre se firmaron los contratos con Sonangol para la entrada en estos bloques, que se han incorporado al dominio minero de la compañía en el primer trimestre de 2012.

Información de Angola

Bloque de exploración

Arabia Saudí

A 31 de diciembre de 2011, Repsol poseía en el país derechos mineros sobre un bloque de exploración (Bloque C) en la cuenca Rub Al'Khali, con una superficie neta de 7.952 km2.

Información de Arabia Saudí

Bloque de exploración

Argelia

Repsol poseía en Argelia al cierre de 2011 derechos mineros sobre 4 bloques: 1 de exploración, con una superficie neta de 3.121 km2, y 3 de desarrollo, con una superficie neta de 1.125 km2.

La producción neta del año se situó en 1 Mbbl de líquidos y 12,1 bscf de gas natural, con una producción neta total equivalente de 3,1 Mbep (8.590 bepd), procedente sobre todo del bloque TFT (operado conjuntamente por Sonatrach y Total) y, en menor medida, del bloque Issaouane, operado por Repsol. Las reservas probadas netas de líquidos y gas natural a fin de año se estimaban en 33,8 Mbep. En 2011 se registraron 1.394 km2 de sísmica 3D y 557 km de sísmica 2D.

Argelia

Hitos 2011

  • A finales de 2011 se obtuvo por parte de las autoridades argelinas la aprobación definitiva del plan de desarrollo presentado para el importante proyecto de gas de Reggane. Este relevante hito permite el inicio en 2012 de los trabajos de desarrollo del área, tales como la perforación, profundización y finalización de pozos con el objetivo de iniciar la producción de gas en 2016. Repsol es el operador del proyecto, 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%.

  • Se realizaron durante 2011 trabajos de adquisición, reprocesado e interpretación sísmica en el bloque exploratorio Sud-Est Illizi. Así se obtuvo la información necesaria para la campaña de perforación exploratoria que se espera iniciar en 2012. Repsol firmó en enero de 2010 con Sonatrach y la Agencia Nacional de Valoración de Recursos de Hidrocarburos argelina (ALNAFT) el contrato para la exploración y explotación del bloque Sud-Est Illizi, situado en el sudeste de Argelia. El consorcio que está realizando las actividades exploratorias está formado por Repsol (52,5%) como operador, la compañía italiana Enel (27,5%) y la franco-belga GdF-Suez (20%).

Información de Argelia

Bloque de exploración

Bloque de desarrollo/explotación

Bolivia

A 31 de diciembre de 2011, 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 explotación —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 35,4 bscf de gas natural. La producción neta total equivalente fue de 8 Mbep (21.821 bepd) y se concentró fundamentalmente en los campos San Alberto y Sábalo (participados por Andina y operados por Petrobras).

Bolivia

En Bolivia uno de los principales objetivos de la compañía es el desarrollo completo del área Margarita-Huacaya. Este proyecto clave está operado por un consorcio integrado por Repsol (operador, con una participación del 37,5%), BG (37,5%) y PAE (25%), y se encuentra al norte del estado de Tarija. 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 realizados ese año en todo el mundo según la publicación IHS) consiste en elevar la producción de gas en dos fases con un incremento en cada una de ellas de 6 Mm3d adicionales.

Hitos 2011

  • En el área de Margarita- Huacaya en noviembre de 2011 se realizó un importante hito dentro del desarrollo de la Fase I al finalizarse con éxito los trabajos de recompletación del pozo Margarita 4st (MGR 4st) con el objetivo de terminarlo definitivamente. Las pruebas de producción realizadas determinaron que se trataba del pozo de mayor caudal de la cuenca Subandina, con una producción de 5,4 Mm3d. La realización de esta prueba supuso la construcción de una fosa de quema especialmente diseñada con más de 50 x 60 metros de área, 25 metros de altura y ocho líneas de ocho pulgadas como quemadores, la más grande construida en Bolivia hasta la fecha. Se espera alcanzar una producción de 9 Mm3d durante el segundo trimestre de 2012.

    Los resultados obtenidos mejoraron las expectativas iniciales y permitieron corroborar técnicamente la posibilidad de producir al caudal comprometido en la Fase I. Actualmente, más de 1.500 personas trabajan en esta obra y en la construcción de las líneas de recolección y exportación.

Bolivia
  • Durante 2011 avanzaron los trabajos finales de desarrollo de la Fase I del proyecto con el objetivo de elevar la capacidad de procesamiento de gas natural del campo de 3 a 9 Mm3d. Se espera alcanzar esta producción durante el segundo trimestre de 2012. Así, en 2011 avanzaron según lo previsto los trabajos de construcción de la nueva planta de procesamiento de gas y de los sistemas de recolección (GTS) y evacuación (EXS).

    También en Margarita-Huacaya finalizaron en mayo de 2011 los trabajos de adecuación y eliminación de los cuellos de botella en las instalaciones actuales. Esto supuso la mejora de la capacidad de procesamiento y el incremento de la producción total de gas natural del campo, que pasó de 2,3 Mm3d (la existente hasta el mes de mayo de 2011) a 3 Mm3d. Estos trabajos incluyeron la adecuación de las instalaciones, cambios de válvulas, líneas de descarga, filtros y compresores.

  • En junio de 2011 Repsol tomó la decisión final de inversión (FID) para la Fase II del desarrollo de Margarita-Huacaya, cuyo objetivo es alcanzar una producción en 2013-2014 de 14-15 Mm3d.

Información de Bolivia

Bloque de exploración

Bloque de desarrollo/explotación

Brasil

Repsol tenía al cierre de 2011 en Brasil derechos mineros sobre 15 bloques: 13 de exploración (1.619 km2 de superficie neta) y 2 de desarrollo (78 km2 de superficie neta), localizados en las cuencas de Santos, Espíritu Santo y Campos. Repsol es la empresa operadora en 7 de estos bloques. La producción neta del año fue de 1,9 Mbbl de líquidos y 0,2 bscf de gas natural, con una producción neta total equivalente de 2 Mbep (5.345 bepd), procedente del bloque Albacora Leste. Las reservas probadas netas pertenecientes a este bloque se estimaban en 35,6 Mbep a 31 de diciembre de 2011. Durante el ejercicio se concluyeron 2 sondeos exploratorios, ambos con resultado positivo y otros 5 estaban en perforación al 31 de diciembre.

Los dos nuevos descubrimientos exploratorios obtenidos en área. Dentro del plan de evaluación de Guará y Carioca resultaron positivos en 2011 cuatro sondeos de evaluación (Guará Norte, Guará Sul, Guará ADR1 y Carioca NE), lo que permite continuar confirmando el elevado nivel de recursos de hidrocarburos existentes en ambas áreas.

Todos estos positivos resultados tuvieron lugar en el marco de la alianza alcanzada en 2010 y que durante 2011 ha funcionado con total operatividad, entre Repsol (60%) y la compañía china Sinopec (40%), y que supuso la creación de la sociedad Repsol Sinopec Brasil, una de las mayores compañías energéticas privadas de Latinoamérica.

Repsol Sinopec Brasil es una de las compañías energéticas independientes líderes en exploración y producción de Brasil. Dispone de una posición estratégica en las áreas de mayor potencial del presalino brasileño y lidera la actividad exploratoria en la prolífica cuenca de Santos, junto con Petrobras y BG. La compañía cuenta en el país con una importante y diversificada cartera de activos, que incluye un campo ya en producción (Albacora Leste) y activos con grandes descubrimientos realizados en los últimos años, así como el campo Piracucá, situado en el bloque BM-S-7, que actualmente está en fase de desarrollo, y Panoramix, en el bloque BM-S-48 (674).

Vídeo Upstream - Brasil   Duración: 1'31"

Hitos 2011

  • En diciembre de 2011 se dio un paso fundamental en el avance del proyecto del área de Guará (que a partir de entonces pasó a denominarse Sapinhoá) con la presentación ante las autoridades brasileñas (ANP) de la Declaración de Comercialidad así como del informe final del plan de evaluación. Durante 2011 avanzaron los trabajos que permitirán su puesta en producción en 2013. Se perforaron tres sondeos de evaluación (Guará Norte, Guará Sul y Guará ADR1) con resultados positivos. También se finalizó la prueba extensa de producción (EWT) que se había iniciado a finales de diciembre de 2010. El resultado del test de producción arrojó unos resultados muy positivos, tanto respecto a la productividad como a la conectividad y permeabilidad del yacimiento. Se alcanzaron producciones de más de 30.000 bbld.

    Brasil

    En 2011 llegó a los astilleros de Brasfels, en Angra dos Reis, la plataforma de producción FPSO "Cidade de São Paulo" para completar su fase final de construcción (integración de los topsides). Se estima que estará terminada en el segundo semestre de 2012, lo cual permitirá iniciar la producción del área sur de Guará en la fecha prevista (2013).

  • También en 2011 se inició la campaña de sísmica 3D de alta resolución, se firmó el contrato de alquiler para una segunda plataforma de producción ("FPSO CHARTER 4") para el área Norte de Guará y se acordó la adquisición de equipos submarinos necesarios para la producción.

  • Dentro del área de Carioca, a principios de 2011, finalizó con resultados positivos la perforación del sondeo de evaluación Carioca NE. Esto permite confirmar el potencial del área y se obtuvieron datos definitivos para perfilar el plan de desarrollo del campo y su futura puesta en producción, lo que está inicialmente previsto en 2017. La prueba extensa de producción (EWT) de Carioca NE comenzó a mediados de octubre de 2011 y se espera terminar durante 2012. Los resultados preliminares a finales de 2011 son mejores que los esperados inicialmente.

Brasil
  • Tras el análisis de los resultados finales que se obtengan, el consorcio prevé realizar más trabajos de evaluación para definir el potencial total del área Carioca. Para ello, las autoridades brasileñas (ANP) han aprobado un programa adicional de actividades extendiendo la fecha límite para la declaración de comercialidad hasta el 31 de diciembre de 2013. Por su parte, el cronograma del proyecto de desarrollo y puesta en producción del área de Carioca sigue según lo previsto.

  • En 2011 se continuó con el plan de evaluación y desarrollo para el campo Piracucá (bloque BM-S-7). En 2011 se realizaron trabajos de perforación con el fin de obtener información que permita seleccionar la opción más adecuada para el desarrollo completo del bloque.

  • En el bloque BM-S-48 (674), se presentó a las autoridades brasileñas (ANP) en agosto de 2011 el plan de evaluación del descubrimiento Panoramix, que incluye la perforación durante los próximos tres años de un sondeo de evaluación con una prueba de producción DST contingente y un posible segundo sondeo.

  • Repsol Sinopec Brasil y sus socios, Statoil y Petrobras, anunciaron un importante descubrimiento exploratorio en aguas ultraprofundas de Brasil con el sondeo Gávea en junio de 2011, en el bloque BM-C-33. El pozo, situado a 190 kilómetros de la costa de Río de Janeiro, se perforó en una lámina de agua de 2.708 metros, llegando a una profundidad final de 6.851 metros.

    El consorcio está analizando los resultados obtenidos antes de continuar con el proceso de exploración y evaluación del área.

    Repsol Sinopec Brasil es la operadora del consorcio con un 35% de participación. Statoil tiene otro 35% y Petrobras, un 30%. Según la publicación IHS, Gávea es uno de los diez mayores descubrimientos realizados en 2011.

  • En el bloque BM-ES-21, en la cuenca de Espírito Santo, se anunció el 4 de noviembre un nuevo descubrimiento de gas en el postsal brasileño, con el sondeo Malombe. Repsol Sinopec Brasil tiene un 11,1% en el consorcio y Petrobras, que es la compañía operadora, ostenta el 88,9% restante.

    El descubrimiento se localiza a 135 kilómetros de la ciudad de Vitoria. El sondeo se perforó en el sureste del Campo Peroá, con una profundidad del agua de más de 900 metros. El descubrimiento fue confirmado tras diversas pruebas que permitieron detectar gas a una profundidad de 2.600 metros. El consorcio continuará realizando trabajos en el bloque y presentará a la Agencia Nacional de Petróleo Brasileña (ANP) un plan de evaluación para delimitar el yacimiento descubierto y estimar mejor su volumen y productividad.

  • Adicionalmente, se encuentran en fase final de terminación y evaluación los positivos resultados obtenidos con los pozos Abaré y Tingua. Repsol Sinopec Brasil y sus socios, Petrobras y BG, anunciaron en noviembre un nuevo descubrimiento de petróleo de alta calidad con el sondeo Abaré, en el área de Carioca, dentro del bloque BM-S-9, incrementando el potencial de esta área. El hallazgo está 35 kilómetros al sur del pozo descubridor Carioca y a 293 kilómetros de la costa del Estado de São Paulo. Los análisis realizados han demostrado la existencia de petróleo de buena calidad, de 28° API, en reservorios carbonatados a una profundidad de 4.830 metros. Está previsto realizar un test de formación para evaluar la productividad de estos almacenes.

  • En el bloque BM-S-44 (S-M-172), en la cuenca de Santos, en agosto de 2011 terminó la perforación del sondeo Tingua. Los socios son Repsol Sinopec Brasil (25%) y Petrobras (75%), que es la compañía operadora. Se encontró una columna de cerca de 40 metros de crudo en el reservorio carbonático presalino. Las muestras de hidrocarburos están en evaluación, así como el potencial del bloque.

  • En febrero de 2012 Repsol anunció un importante descubrimiento de petróleo en aguas profundas de la cuenca de Campos. El descubrimiento se produjo con el sondeo Pão de Açúcar en el bloque BM-C-33, donde Repsol Sinopec Brasil es la compañía operadora con el 35% de participación. El pozo ha encontrado dos acumulaciones de hidrocarburos con una altura total de 500 metros, que lo convertiría en uno de los mayores hallazgos realizados por la compañía en Brasil. Pão de Açúcar se suma a los hallazgos Seat y Gávea, todos ellos en el bloque BM-C-33. Estos tres pozos corroboran el elevado potencial de la cuenca de Campos, que podría confirmar la existencia de un gran núcleo de hidrocarburos similar al existente en la cuenca de Santos Repsol y sus socios en el consorcio descubridor prevén realizar trabajos adicionales en 2012 para confirmar la gran extensión del descubrimiento.

    Los importantes descubrimientos exploratorios realizados en los últimos años, los proyectos de desarrollo que se están materializando y la alianza establecida con Sinopec refuerzan la estrategia de la compañía en el offshore brasileño, una de las mayores áreas de crecimiento en reservas de hidrocarburos del mundo, y representan uno de los proyectos clave de crecimiento en el área de Upstream.

Información de Brasil

Bloque de exploración

Bloque de desarrollo/explotación

Los dos nuevos descubrimientos exploratorios obtenidos en 2011 con los sondeos de Gávea y Malombe han supuesto continuar el importante éxito exploratorio obtenido en los últimos años en el offshore brasileño

Canadá

A 31 de diciembre de 2011, Repsol poseía en Canadá derechos mineros sobre 5 bloques de exploración con una superficie neta de 2.085 km2. En 2011 se registraron 1.786 km2 de sísmica 3D.

Canadá

Hitos 2011

  • A finales del año Repsol obtuvo en la ronda offshore 2011 dos nuevos bloques exploratorios en el este de Canadá. La compañía participa con un 10% dentro del consorcio junto a dos socios con experiencia en la zona (Chevron y Statoil). Estos bloques (NL11-02-01 y NL11-02-02) se sitúan en la cuenca de Flemish Pass en el offshore de Newfoundland y Labrador, son contiguos al bloque EL-1123 (Repsol 25%, Statoil 75% y operador) y al descubrimiento Mizzen (operado por Statoil). Estos dos nuevos bloques, que se han incorporado al dominio minero oficial de la compañía en el primer trimestre de 2012, se añaden a los obtenidos en el período 2008-2010 en las áreas offshore de Newfoundland-Labrador, Central Ridge y Jeanne d'Arc, conformando un creciente número de proyectos exploratorios. En 2011 se continuaron realizando trabajos sísmicos para definir el inventario de prospectos perforables en este país.

Vídeo GNL   Duración: 3'18"
Información de Canada

Bloque de exploración

Colombia

A finales de 2011, Repsol tenía en Colombia derechos mineros sobre 11 bloques: 6 de exploración, con una superficie neta de 8.020 km2, y 5 de explotación, con un área neta de 216 km2. La producción neta del año se cifró en 1,4 Mbbl (3.713 bbld) de petróleo. Las reservas probadas netas de este hidrocarburo al cierre del ejercicio se estimaban en 2,6 Mbbl. A lo largo de 2011 se terminó un sondeo exploratorio y se registraron 1.501 km2 de sísmica 3D.

Colombia

Hitos 2011

  • En abril se acordó con la compañía colombiana Ecopetrol (ECP) la entrada de Repsol con un 50% de participación en los bloques offshore RC-11 y RC-12 (ECP 50% y operador). Se trata de un activo con un potencial medio-alto en aguas someras colombianas.

    En enero de 2011 Repsol anunció la firma de un acuerdo con ECP y la brasileña Petrobras para la entrada con un 30% de participación en el bloque exploratorio offshore Tayrona, situado cerca de la Península de La Guajira, en las aguas del Caribe colombiano. ECP tiene un 30% y Petrobras, que continuará siendo la compañía operadora, el 40% restante. Durante 2011 se registraron 1.500 km2 de sísmica con el objeto de definir la ubicación de prospectos perforables.

  • En octubre de 2011 se terminó la perforación del pozo Caño Rondón Este, en el bloque Rondón. Tras las pruebas de producción se definirán los resultados obtenidos. En julio se terminó la perforación del pozo Chipirón T, en el bloque Chipirón. El pozo resultó descubridor de petróleo en tres niveles y están en curso los trabajos de evaluación de los positivos resultados obtenidos. Ambos pozos se encontraban a finales de año en espera de su terminación definitiva.

Información de Colombia

Bloque de exploración

Bloque de desarrollo/explotación

Cuba

A finales de 2011, 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 2.108 km2 y se rigen por el mismo contrato.

Repsol firmó en enero de 2010 el contrato de alquiler con la compañía Saipem para la utilización del equipo de perforación Scarabeo-9, que cumple con todas las especificaciones técnicas y todas las limitaciones establecidas por la administración estadounidense para operaciones de perforación en Cuba. La plataforma de perforación arribó a aguas cubanas en enero de 2012 y el 31 de enero se inició la perforación del pozo exploratorio Jagüey.

Información de Cuba

Bloque de exploración

Ecuador

Repsol tenía en Ecuador al cierre de 2011 derechos mineros sobre 2 bloques de desarrollo regidos bajo el nuevo contrato de servicios efectivo desde 2011 y que cuentan con una superficie neta de 752 km2. La producción neta del año fue de 8,6 Mbbl (23.495 bbld) de petróleo, la mayor parte procedente del bloque 16. Las reservas probadas netas de petróleo a fin del ejercicio se estimaban en 26,1 Mbbl. En 2011 no se finalizaron sondeos exploratorios en Ecuador.

Ecuador

La compañía operó con normalidad durante 2011 los bloques 16 y Tivacuno tras la aplicación acordada con el Estado ecuatoriano de los nuevos contratos de servicios. Para el bloque 16, el contrato fue suscrito el 23 de noviembre de 2010, conforme a la fecha límite establecida en la Ley Reformatoria de la Ley de Hidrocarburos. La fecha efectiva de este contrato fue el 1 de enero de 2011. En el bloque Tivacuno, el contrato fue suscrito el 22 de enero de 2011, siendo la fecha efectiva de entrada en vigor el 21 de febrero de 2011. Los contratos suscritos tienen vigencia para el periodo 2011-2018. La participación de Repsol en los dos contratos es de un 55%. Los socios, con iguales participaciones en ambos bloques, son OPIC (31%) y Sinochem (14%).

Información de Ecuador

Bloque de desarrollo/explotación

Estados Unidos

A 31 de diciembre de 2011, el área de Upstream de Repsol poseía en Estados Unidos derechos mineros sobre 445 bloques situados en el Golfo de México (Green Canyon, Alaminos Canyon, Atwater Valley, Garden Banks, Keathley Canyon, Mississippi Canyon y Walker Ridge) y Alaska (en las cuencas de North Slope, Beaufort Sea y Chukchy Sea). De éstos, un total de 439 son de exploración, con una superficie neta de 5.613 km2, y los otros 6 son de explotación (39 km²). La producción neta del año se situó en 10 Mbep. Las reservas probadas netas al cierre del ejercicio se estimaban en 49,8 Mbep. En 2011 no se terminaron sondeos exploratorios. Se compraron 16.208 km2 de sísmica 3D.

En 2011 Repsol continuó fortaleciendo su portafolio de proyectos en Estados Unidos en línea con la estrategia de incrementar su presencia en países OCDE con la entrada en el importante proyecto exploratorio en el North Slope de Alaska y en dos áreas de recursos no convencionales dentro del gran yacimiento Mississippian Lime.

Adicionalmente, destaca la presencia de la compañía en aguas profundas del Golfo de México estadounidense, donde participa con un 28% en el importante proyecto de producción de petróleo de Shenzi y en un buen número de bloques exploratorios, cuyo potencial comenzó a materializarse en 2009 con el descubrimiento realizado con el sondeo Buckskin. Esta zona se considera una de las más rentables y de mayor potencial exploratorio en aguas profundas del mundo.

El campo Shenzi, que inició su producción a través de su propia plataforma en marzo de 2009, es uno de los mayores descubrimientos realizados hasta el momento en aguas profundas del Golfo de México. Se encontraban en producción al cierre del ejercicio doce pozos a través de la plataforma Shenzi y otros dos más a través de la plataforma vecina Marco Polo.

Estados Unidos

Hitos 2011

  • En diciembre la compañía anunció el acuerdo con la petrolera estadounidense Sand Ridge Energy, para adquirir el 16% y el 25% de participación en dos áreas de recursos no convencionales en el importante yacimiento Mississippian Lime, ubicado entre los estados de Kansas y Oklahoma. El acuerdo se ratificó en enero de 2012.

    Con esta operación, ya a partir del año 2012 se incorporarán producción y reservas a la compañía. La producción neta de Repsol se espera que alcance en 2019 un pico de 90.000 bepd. Está previsto que se perforen más de 200 pozos productores horizontales durante 2012 y que se superen los 1.000 en 2014, en una superficie de 6.900 km2. Mississippian Lime es un yacimiento con una elevada producción histórica y recursos probados, rico en petróleo ligero y gas que se produce a partir de carbonatos fracturados. Existe una extensa infraestructura en el área que opera desde hace más de 30 años y que permitirá una rápida puesta en producción, así como la comercialización de estos hidrocarburos.

  • En marzo de 2011 se acordó con las compañías "70 & 148, LLC" y "GMT Exploration, LLC" la entrada de Repsol en los bloques que estas compañías tienen en el North Slope (una de las zonas más prolíficas de Alaska) para su exploración conjunta. Tras el acuerdo, la participación de Repsol en estos bloques es del 70% en calidad de operador. Se trata de más de 150 bloques con una extensión de aproximadamente 2.000 km2, situados cerca de grandes campos ya en producción, en los cuales Repsol se compromete a realizar, en la primera fase de evaluación, las inversiones necesarias para explorar y comprobar la viabilidad económica del proyecto.

Estados Unidos
  • El comienzo de las actividades de perforación exploratoria se produjo en el primer trimestre de 2012. Este proyecto contiene dos partes: una de ellas ya en fase de delineación y la otra conformando un conjunto de prospectos exploratorios. Los bloques están inmediatamente al sur de los bloques en el Mar de Beaufort (71 bloques), donde Repsol tiene un 20%.

    El North Slope de Alaska es un área especialmente prometedora, con importantes yacimientos descubiertos y que tiene un riesgo exploratorio reducido. Con la entrada en este proyecto exploratorio, Repsol, además de incrementar su presencia en países de la OCDE, fortalece la estrategia de equilibrar el portafolio de exploración con activos de bajo riesgo, a través de oportunidades onshore en un entorno estable. "70 & 148, LLC" y "GMT Exploration, LLC" son dos compañías privadas dedicadas a la exploración petrolífera con sede en Denver (Colorado). Ambas han trabajado conjuntamente en proyectos exploratorios en Alaska durante más de una década y constituyen uno de los consorcios con mayor presencia en ese estado. La compañía tiene altas expectativas de que con su experiencia internacional, en combinación con un socio con conocimiento local, generará valor a corto y medio plazo.

  • En 2011, en el campo Shenzi, se perforaron dos sondeos de producción. El SB-201 obtuvo el 15 de marzo la autorización de la administración estadounidense para continuar con su perforación (suspendida en 2010 por la moratoria, que fue levantada en octubre de 2010) y se finalizó en mayo, comenzando a producir en el mes de junio con un ratio inicial de 17.000 bepd. El segundo sondeo de producción autorizado (SB-101) se terminó de perforar en septiembre y comenzó a producir en octubre. El comportamiento de los reservorios hasta el momento es el previsto en los modelos desarrollados.

    Se continuó durante 2011 dentro del proyecto de inyección de agua en Shenzi para el mantenimiento de la presión y potenciación de los niveles de producción, con la construcción de las instalaciones y la perforación de sondeos de inyección.

  • Tras recibir la autorización se inició la perforación del sondeo de evaluación del descubrimiento Buckskin. Este sondeo de evaluación se terminó en octubre con resultado positivo, confirmando el gran potencial de recursos del yacimiento. También se obtuvo información importante para ayudar a definir el plan de desarrollo futuro del campo, orientado al inicio de la producción entre 2017 y 2018. Repsol, como operador del proyecto en su fase exploratoria, realizó en 2009 este importante descubrimiento a una profundidad total de unos 9.000 metros, lo que lo convirtió en el pozo más hondo operado hasta la fecha por Repsol y en uno de los más profundos perforados en la zona.

    La cartera de proyectos en diferentes fases en un dominio minero de más de 400 bloques que la compañía está consolidando en Estados Unidos sitúa a este país como una de las áreas estratégicas de crecimiento de la compañía.

Información de Estados Unidos

Bloque de exploración

Bloque de desarrollo/explotación

Durante el 2011 Repsol continuó fortaleciendo su portafolio de proyectos en Estados Unidos en linea con la estrategia de incrementar su presencia en países OCDE

Guinea Ecuatorial

Repsol posee en este país africano derechos mineros sobre un bloque de exploración, con una superficie neta de 361 km2, a 31 de diciembre de 2011.

Información de Guinea Ecuatorial

Bloque de exploración

Guyana

Repsol disponía al cierre de 2011 de derechos mineros sobre un bloque de exploración en el offshore de Guyana que tiene una superficie neta de 3.780 km2. En este bloque (Georgetown) Repsol participa con el 15%, siendo el operador.

En 2011 no se perforaron pozos exploratorios, pero se adquirieron 8.192 km de sísmica 2D.

Guyana

Se completaron en el año los trabajos previos al inicio de la perforación del prospecto Jaguar-1X, que comenzó a perforarse en febrero de 2012 mediante la plataforma Jack-up Atwood Beacon. Se estima que el pozo alcance su profundidad final durante el tercer trimestre de 2012. Jaguar-1X es un pozo de aguas someras pero de alta presión y temperatura por su profundidad y por las características geológicas del área.

Información de Guyana

Bloque de exploración

Indonesia

Repsol tenía al cierre de 2011 derechos mineros sobre 5 bloques de exploración en Indonesia, con una superficie neta de 11.791 km2. En 2011 se compraron 4.735 km de sísmica 2D.

En el primer trimestre de 2010, Repsol llegó a un acuerdo en Indonesia con la compañía Niko Resources Ltd para la adquisición de un 45% de participación en los bloques exploratorios Seram y East Bula. Esta transacción fue aprobada formalmente por el gobierno indonesio.

Información de Indonesia

Bloque de exploración

Liberia

A 31 de diciembre de 2011, Repsol poseía en Liberia derechos mineros sobre 4 bloques de exploración, que abarcan una superficie neta de 3.032 km2.

Hitos 2011

  • En el segundo trimestre de 2011 se llegó a un acuerdo para incrementar la participación de Repsol en los bloques LB-15, LB-16 y LB-17 en un 10% adicional, para pasar del 17,5% al 27,5% actual. También se acordó la entrada de Repsol, con un 10%, en el bloque exploratorio LB-10.

Información de Liberia

Bloque de exploración

Libia

Repsol tenía a finales de 2011 en este país norteafricano derechos mineros sobre 9 bloques. De éstos, 7 son de exploración y suman una superficie neta de 16.185 km2. Los 2 bloques de explotación disponen de un área neta de 1.566 km2. Las reservas probadas netas de petróleo al cierre del ejercicio se estimaban en 110,9 Mbbl. En 2011 se terminaron 2 sondeos exploratorios en el país, de los cuales uno resultó positivo y otro negativo. Adicionalmente, se registraron 474 km2 de sísmica 3D y se adquirieron 50 km de sísmica 2D.

Debido al conflicto ocurrido en este país en el año 2011, la producción en Libia cesó completamente a primeros de marzo. Durante la mayor parte del mes de febrero la producción se situó en niveles cercanos al 50%. Durante el segundo y tercer trimestre de 2011, Repsol no obtuvo producción de los campos.

Tras la resolución del conflicto, se comenzó en octubre a reiniciar la producción en los bloques NC-115 y NC-186. Se espera a lo largo de 2012 alcanzar niveles de producción cercanos a los anteriores al conflicto.

Libia

Hitos 2011

  • En el mes de enero se produjo en Libia un nuevo descubrimiento exploratorio en el bloque NC-115, en la cuenca de Murzuq, con el sondeo A1 130/4.

Vídeo Áreas corporativas - Libia   Duración: 5'04"
Información de Libia

Bloque de exploración

Bloque de desarrollo/explotación

Irak

Repsol tenía al cierre de 2011 derechos mineros sobre 2 bloques de exploración en Irak, con una superficie neta de 2.753 km2.

Hitos 2011

  • Tras las negociaciones con las autoridades del país, el ministro de Recursos Naturales confirmó la adjudicación a Repsol de los bloques exploratorios Piramagrun y Qala Dze, bajo la modalidad contractual de reparto de producción (PSC). Estos contratos exploratorios se firmaron en julio de 2011. En el segundo semestre del año se abrió la oficina de Repsol en Erbil (Kurdistán).

Información de Irak

Bloque de exploración

Irlanda

Repsol tenía al cierre de 2011 derechos mineros sobre 2 áreas exploratorias (proyectos Dunquin y Newgrange), que suman una superficie neta de 969 km2.

En 2011 se compraron 27.215 km de sísmica 2D.

Hitos 2011

  • Repsol adquirió en 2011 una participación del 25% a ExxonMobil (que es la compañía operadora) y a Eni en el proyecto de aguas profundas Dunquin. Este proyecto exploratorio se sitúa en el offshore suroeste del país en la cuenca Porcupine. El área está en el segundo período exploratorio y hay ya identificados prospectos perforables que se estima que podrían comenzar a ser perforados en el año 2013. Esta operación permite la entrada de Repsol en un sistema petrolero probado y en un país OCDE con términos contractuales y condiciones de mercado favorables.

  • Irlanda
  • En la ronda exploratoria "2011 Irish Atlantic Margin", Repsol obtuvo una participación del 40% en el proyecto exploratorio "Newgrange", situado en la cuenca South Porcupine/Goban Spur, al sur del país.

Información de Irlanda

Bloque de exploración

Marruecos

Repsol poseía al cierre de 2011 derechos mineros sobre 4 bloques de exploración localizados en las cuencas Rharb (offshore), Bechar y Missour (onshore), y que suman una superficie neta de 72.631 km2. En 2011 se perforaron 2 sondeos exploratorios con resultado negativo.

Hitos 2011

  • En el pasado ejercicio se firmaron dos acuerdos (licencias de reconocimiento) para la realización por parte de Repsol de estudios iniciales para valorar el potencial en recursos no convencionales (shale gas) en dos extensas áreas del país, en los bloques Boudenib y Hauts Plateaux.

Información de Marruecos

Bloque de exploración

Mauritania

A 31 de diciembre de 2011, Repsol poseía en este país africano derechos mineros sobre un bloque de exploración (TA-10) que abarca una superficie neta de 15.166 km² y se sitúa en la cuenca 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 2011 no se perforaron sondeos exploratorios.

Información de Mauritania

Bloque de exploración

México

Repsol tenía al cierre de 2011 un contrato de servicios múltiples (CSM) sobre el bloque de desarrollo Reynosa-Monterrey (440 km² netos), que se encuentra al norte del país, en la cuenca de Burgos. El contrato se adjudicó en 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. 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. Con este contrato, Repsol se convirtió en la primera compañía internacional en participar en las actividades de desarrollo y explotación de hidrocarburos en México.

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 multiplicó por más de cuatro. El promedio de producción fue de 34,14 Mscfd en 2011 a través de 48 pozos productores.

Información de México

Bloque de desarrollo/explotación

Noruega

En Noruega Repsol poseía al cierre de 2011 derechos mineros sobre 8 bloques de exploración con una superficie neta total de 986 km2, siendo en dos de ellos la compañía operadora (PL-541 y PL-531). En 2011 se adquirieron 67.308 km de sísmica 2D y 4.490 km2 de sísmica 3D. En 2011 se perforó un sondeo exploratorio con resultado negativo.

Hitos 2011

  • En enero Repsol adquirió a la compañía operadora Eni una participación del 10% en el bloque PL-529, localizado en aguas profundas, en el suroeste del Mar de Barents. El bloque tiene ya realizada una campaña sísmica 3D que dio información detallada del principal prospecto, Bønna, el cual está previsto perforarse durante la primavera de 2012.

  • También con fecha efectiva 1 de enero de 2011, mediante toma de participación a la compañía operadora GdF, que mantiene un 30% de interés, se obtuvo un 10% de la licencia PL-530. En octubre se terminó la perforación del pozo exploratorio Heilo, con resultado negativo.

Noruega
  • Con la misma fecha efectiva se obtuvo una participación del 20% en el bloque PL-531 de la compañía Marathon, que mantiene un 10% de interés pero transfirió la operación a Repsol. Está planificada la perforación, previsiblemente en 2013, de un pozo exploratorio que será el primero operado por Repsol en Noruega, en concreto en el Mar de Barents.

  • En septiembre de 2011 se presentaron ofertas para áreas exploratorias en el APA2011 (Award on Predefined Areas) en el Mar del Norte y en el Mar de Noruega. A principios de 2012 se conoció que Repsol había sido adjudicataria de 6 nuevas licencias siendo en una de ellas la compañía operadora.

Información de Noruega

Bloque de exploración

Omán

En este país Repsol poseía al cierre de 2011 derechos mineros sobre un bloque de exploración, con una superficie neta de 2.482 km2.

Información de Omán

Bloque de exploración

Perú

A 31 de diciembre de 2011, Repsol tenía en este país derechos mineros sobre 7 bloques: 5 de exploración, con una superficie neta de 20.866 km2, y 2 de desarrollo, con un área neta de 202 km2. En 2011, la producción neta de hidrocarburos en Perú fue de 9,6 Mbep (26.166 bepd), procedente de los bloques 56 y 88 (yacimiento Camisea). La producción neta de crudo se situó en 2,9 Mbbl -incluidos condensados y líquidos- y en 37,2 bscf de gas natural. Las reservas probadas netas de crudo y gas se estimaban en 284,8 Mbep al cierre del ejercicio. Durante 2011 se registraron 135 km de sísmica 2D.

Durante el año, el suministro de gas natural del campo Camisea, donde Repsol tiene una participación del 10%, continuó con normalidad a la planta de licuación de Peru LNG, donde la compañía tiene a su vez un 20%. El campo Camisea está formado por los bloques 56 y 88, y su producción está destinada al mercado local y al abastecimiento de la planta de licuado Peru LNG.

Hitos 2011

  • Durante el ejercicio se terminó la fase de perforación, completación y prueba de los pozos de desarrollo, dentro del programa de desarrollo del campo Kinteroni Sur. Esta fase se comenzó en agosto de 2010. Los pozos han quedado preparados para iniciar su producción, sólo pendiente de que se terminen las instalaciones de superficie y el sistema de tuberías hasta la planta de Malvinas. Los resultados de los pozos de desarrollo perforados fueron mejor de lo previsto.

    Respecto a las instalaciones de superficie, en 2011 se iniciaron las obras preliminares en el campo correspondientes a las instalaciones de producción en Kinteroni y Nuevo Mundo, y las tuberías de recolección. Se completaron los procesos de compra de los materiales de largo plazo de entrega (LLI) con el fin de que éstos estén disponibles en el momento necesario durante la fase de construcción. Se estima que la producción del área sur de Kinteroni se iniciará durante el segundo semestre de 2012.

    Los permisos medioambientales requeridos para el inicio de la fase de exploración del área norte de Kinteroni se obtuvieron por parte de las autoridades del país en el año 2011. La campaña de perforación exploratoria se espera que comience en 2012.

    Perú

    El campo Kinteroni se encuentra en el lote 57, que está ubicado en la zona centro-oriental de Perú, al este de la Cordillera de los Andes, en la cuenca Ucayali-Madre de Dios. El contrato fue suscrito en enero de 2004 y cuenta con cinco periodos exploratorios (actualmente se encuentra en el cuarto). El descubrimiento de Kinteroni fue realizado en enero de 2008 y supuso uno de los mayores del mundo en ese año. Los socios del bloque son Repsol, con el 53,84% (operador), y Petrobras, con el 46,16%. La decisión final de inversión (FID) para desarrollar la zona sur del campo Kinteroni se tomó en julio de 2009 y se declaró como descubrimiento comercial ante las autoridades de Perú en noviembre de 2009. El plan inicial de desarrollo se envió a las autoridades locales en mayo de 2010.

Perú
  • En la ronda exploratoria de 2011 se obtuvo la adjudicación, pendiente de ratificación oficial final, de tres bloques exploratorios (180, 182 y 184) en la cuenca Huallaga.

Información de Perú

Bloque de exploración

Bloque de desarrollo/explotación

Rusia

Repsol poseía al cierre de 2011 derechos mineros sobre 7 bloques de exploración (superficie neta total de 4.272 km2).

Durante 2011 se registraron 549 km de sísmica 2D.

Hitos 2011

  • En diciembre de 2011 se firmó un importante acuerdo que fue ratificado en enero de 2012 para la creación de una sociedad conjunta (AROG) con la empresa Alliance Oil Company que tendrá el 51% del accionariado, mientras que Repsol ostentará el 49% restante. Esta sociedad servirá de plataforma de crecimiento para ambas compañías en la Federación Rusa, el mayor productor de gas y petróleo del mundo. La sociedad conjunta estará valorada en, aproximadamente, 840 millones de dólares tras la aportación de activos y capital por parte de los accionistas.

    Alliance transferirá a AROG sus filiales de Upstream Saneco y Tatnefteodatcha, que tienen activos con una producción actual de unos 20.500 bbld, así como licencias para exploración y producción con reservas 2P (probadas y probables) a 31 de diciembre de 2010 de unos 171,5 Mbbl. Estos activos están valorados en unos 570 millones de dólares. Repsol aportará capital y adquirirá el resto a Alliance, hasta alcanzar el 49% de participación en la sociedad conjunta. Además de la explotación de los activos que aporta Alliance Oil, el acuerdo incluye la búsqueda de oportunidades de exploración, así como el crecimiento a través de activos en producción en la Federación Rusa.

    Rusia

    Repsol tiene en la actualidad un 3,7% del accionariado de Alliance Oil como resultado de la fusión de West Siberian Resources y la energética rusa en 2008.

    Este importante acuerdo permite combinar el conocimiento y el acceso privilegiado a oportunidades de exploración y producción que Alliance Oil posee en Rusia, con el know-how y la capacidad técnica de Repsol, creando así una alianza en exploración y producción a largo plazo.

  • En diciembre se anunció el acuerdo alcanzado para la compra de la compañía rusa Open Joint Stock Company Eurotek (Eurotek), que tiene licencias de exploración y producción en Siberia Occidental. Entre los activos adquiridos se encuentran las licencias de los campos de gas Syskonsyninskoye (SK), en fase de desarrollo muy avanzada y que entrará en producción en 2012, y Yuzhno-Khadyryakhinskoye (YK), que está en fase final de delineación y podría empezar a producir en el año 2016. Repsol incorporará en 2012 estos activos a la sociedad conjunta con Alliance Oil (AROG), como parte de su compromiso de aportar activos y capital a dicha joint venture. Los campos YK y SK añadirán a AROG reservas 2P (probadas y probables) por unos 115 Mbep, que se suman a los 171,5 incorporados por Alliance a la joint venture a través de sus filiales de Upstream Saneco y Tatnefteodatcha.

  • La adquisición del 74,9% de las acciones de la compañía rusa Eurotek-Yugra se cerró en febrero de 2011. Esta compañía tiene la titularidad de las licencias de exploración y producción de los bloques Karabashsky 1 y 2 en la prolífica cuenca de West Siberia. Posteriormente, se obtuvo a través de esta compañía la adjudicación de cinco nuevas licencias exploratorias en la ronda 2011, también en la cuenca de West Siberia.

Información de Rusia

Bloque de exploración

Sierra Leona

Sierra Leona derechos mineros sobre un bloque de exploración offshore, con una superficie neta de 1.273 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, y que fueron adjudicados en enero de 2003. Los socios son Anadarko (55% y operador) y Tullow (20%). La profundidad de agua del bloque varía entre los 100 y los 3.800 metros. A finales de 2011 se encontraban en perforación 2 pozos exploratorios (Mercury-2 y Júpiter-1).

Sierra Leona

Hitos 2011

  • Durante el ejercicio se realizaron los trabajos previos para la perforación del sondeo Júpiter-1, que se inició en noviembre a una profundidad de agua de 2.200 metros. En febrero de 2012 se anunció que se había encontrado una columna de hidrocarburos de 30 metros.

    También en 2011 se iniciaron los trabajos para la perforación del sondeo Mercury-2, cuya perforación se espera terminar en el segundo trimestre de 2012.

    Repsol ha sido pionera en la exploración en esta región de África. Las operaciones de la compañía, iniciadas en 2003, han dado como resultado el hallazgo de un área de alto potencial que se seguirá explorando junto con sus socios Anadarko y Tullow (tras los dos descubrimientos exploratorios en aguas profundas del país realizados en 2010 con el sondeo Mercury-1 y en 2009 con el sondeo Venus B-1).

Información de Sierra Leona

Bloque de exploración

Surinam

A diciembre de 2011, Repsol mantenía en este país derechos mineros sobre un bloque de exploración que cuenta con una superficie neta de 4.997 km2. Repsol Exploración Surinam es el operador del bloque y posee una participación del 40%, mientras que Noble Energy cuenta con el 45% y Petro Hunt, el 15% restante.

Información de Surinam

Bloque de exploración

Trinidad y Tobago

Al cierre del ejercicio 2011, Repsol tenía en Trinidad y Tobago derechos mineros sobre 7 bloques offshore de explotación (2.363 km2 de superficie neta), que incluyen el 30% de los activos de exploración y producción offshore de la compañía bpTT en Trinidad y Tobago a través de la participación en la sociedad BPRY. La producción neta del ejercicio se cifró en 4,6 Mbbl de líquidos y 249,9 bscf de gas natural, con una producción neta equivalente de 49,1 Mbep (134.576 bepd). Las reservas probadas netas de petróleo y gas natural se estimaban en 360,1 Mbep a 31 de diciembre de 2011. A lo largo de 2011 no se perforó ningún sondeo exploratorio en el país, pero se registraron 105 km2 de sísmica 3D.

En términos de producción de reservas de petróleo y gas, Repsol se mantiene en Trinidad y Tobago como una de las principales compañías privadas, junto con BP, con quien comparte la titularidad de bpTT, con un 30% de participación. Esta producción se destina a abastecer los trenes de licuado de la planta de Atlantic LNG, donde Repsol también participa. En 2011 se realizaron en bpTT paradas para trabajos de mantenimiento en los campos Cannonball, Kapok e Inmortelle, y en Atlantic LNG también en los trenes 1 y 4. Todas estas tareas de mantenimiento supusieron una menor producción respecto al año anterior.

Trinidad y Tobago

Repsol es el operador de los bloques marinos TSP con una participación del 70%. En esta área finalizó en febrero de 2011 el registro de sísmica 3D orientado a completar la información del área y evaluar el potencial exploratorio remanente en el activo. Durante 2011 concluyeron las tareas de procesamiento de la información sísmica disponible. El objetivo es definir la existencia de posibles oportunidades exploratorias durante 2012.

El 25 de agosto, el consorcio bpTT (70% BP, 30% Repsol) comunicó el inicio de la producción de gas desde el campo Serrette. Este campo de gas seco ha sido desarrollado con una plataforma sin personal, conectada mediante un gasoducto de 26 pulgadas y 50 km a la plataforma de bpTT "Cassia B"

Información de Trinidad y Tobago

Bloque de desarrollo/explotación

Venezuela

A 31 de diciembre de 2011, Repsol mantenía en Venezuela derechos mineros sobre 9 bloques: 1 de exploración, con una superficie neta de 207 km2, y 8 de explotación, con una superficie neta de 849 km2. La producción neta del año se situó en 4,9 Mbbl de petróleo y líquidos separados del gas natural y en 47,1 bscf de gas, con un total equivalente de 13,2 Mbep (36.288 bepd), procedentes fundamentalmente de los bloques Quiriquire, Barúa Motatán, Mene Grande y Yucal Placer. Las reservas probadas netas de líquidos y gas natural se estimaban en 159,4 Mbep al cierre del ejercicio.

Vídeo Álvaro Racero   Duración: 1'41"

Hitos 2011

  • En el gran proyecto de gas del megacampo Perla, en el bloque Cardón IV, en el mes de diciembre de 2011 se firmó el contrato de suministro del gas natural a producir en el campo. Este hecho relevante permite el inicio de la fase de desarrollo del proyecto. El contrato de suministro, que se prolonga hasta el año 2036, incluye el compromiso recíproco de entrega y adquisición de más de 8,7 TCF de gas natural y será una de las fuentes de abastecimiento de la demanda interna de gas de Venezuela, que se considera que aumentará con el consumo doméstico, industrial, petroquímico y de generación eléctrica durante los próximos años. El campo Perla, dado su gran volumen de recursos, tiene adicionalmente posibilidades de exportación de gas natural que los socios Repsol y Eni analizarán, junto con PDVSA y las autoridades venezolanas.

    El megacampo Perla fue descubierto por Repsol y Eni en 2009 en el bloque Cardón IV, que está situado en aguas someras del Golfo de Venezuela, a 50 kilómetros de la costa. Se han perforado un total de cinco pozos, que dentro del plan de desarrollo se pondrán en producción mediante plataformas y conexiones submarinas que llevarán el gas a la costa para ser procesado y enviado a la red de distribución de gas venezolana.

    En 2011 se perforaron dos sondeos de evaluación (Perla 4 y Perla 5) con resultado positivo. En enero de 2011 se terminó el pozo Perla 4. Se finalizaron a principios de febrero las pruebas de producción, que arrojaron unos resultados que reconfirmaron la gran magnitud del yacimiento. Tras las pruebas de producción del pozo Perla 4, la cifra de recursos reconocida por el Ministerio de Petróleo venezolano es de 9,43 TCF.

    En el segundo trimestre del año se terminó la perforación del pozo Perla 5 y se realizaron las pruebas de producción. Se reveló como el pozo de mayor potencial de producción de los cinco perforados hasta la fecha y el primero desviado de alto ángulo (82°) en el offshore de Venezuela. Una vez completado definitivamente, se estima que el pozo arroje una producción de entre 100 y 130 Mscfd. Perla 4 y Perla 5 tenían un doble objetivo: evaluar la continuidad lateral del descubrimiento y formar parte de un programa de producción temprana.

    En 2011 se acabó de definir el plan de desarrollo del campo que prevé el inicio de la producción de la Fase I en 2013. En 2011 se decidió adelantar el proceso de licitaciones para la construcción de las instalaciones offshore.

    El proyecto Perla se ha estructurado en tres fases para adaptar el desarrollo del campo a la evolución de la demanda/ consumo de gas. Las producciones objetivo a alcanzar en cada fase son 300 Mscfd en la primera, 800 Mscfd en la segunda y 1.200 Mscfd en la tercera.

    En el período de evaluación, Repsol participa con un 50% y Eni, con otro 50%. Tras la fase de evaluación, PDVSA tiene derecho a adquirir hasta un 35% de la participación, con lo que Repsol y Eni pasarían a controlar un 32,5% cada una.

Venezuela
  • En el proyecto de crudos pesados de Carabobo se completaron en 2011 los trabajos de la ingeniería conceptual del proyecto de producción temprana acelerada y se acordó el plan inicial de desarrollo. También empezaron los procesos de contratación de equipos de perforación para los pozos estratigráficos y los de desarrollo, así como la adquisición de sísmica 3D del área. La ingeniería conceptual para la construcción de un mejorador con una capacidad para procesar 200.000 bbld comenzó en marzo de 2011. Una vez puesto en marcha el mejorador, lo que se estima que suceda en el año 2017, se incrementará la calidad del crudo a 32° API.

    Las fases definidas prevén la posibilidad del comienzo de la producción temprana acelerada en el segundo semestre de 2012, alcanzándose el plateau de producción de 400.000 bbl en el año 2017 con la puesta en marcha del mejorador.

    Venezuela

    El proyecto Carabobo fue adjudicado por el gobierno venezolano en febrero de 2010 a un consorcio de compañías internacionales liderado por Repsol, con una participación del 11%. Consiste en el desarrollo, junto con PDVSA, de las reservas de crudo pesado de los bloques Carabobo 1 Norte y Carabobo 1 Centro, situados en la Faja Petrolífera del Orinoco. Esta área es una de las que cuentan con las mayores reservas de hidrocarburos sin desarrollar del mundo. En Carabobo se alcanzará una producción de 400.000 bbld durante 40 años. 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 refinerías.

Información de Venezuela

Bloque de exploración

Bloque de desarrollo/explotación

El megacampo Perla fue considerado en el 2009 entre los más importantes del mundo y está ubicado en el Bloque Cardón IV en aguas someras del Golfo de Venezuela

Dado a su gran volúmen de recursos Perla tiene posibilidades de exportación de gas natural que los socios Repsol y Eni analizarán junto con PDVSA y las autoridades venezolanas

Túnez

A diciembre de 2011, Repsol mantenía en este país derechos mineros sobre 3 bloques de exploración que cuentan con una superficie neta de 7.560 km2.

Hitos 2011

  • Se obtuvo la adjudicación, ratificada oficialmente en el primer trimestre de 2012, de tres bloques exploratorios en el offshore de Túnez, en un área de alto potencial donde hasta la fecha no se han perforado pozos exploratorios. Los bloques se sitúan en aguas con una profundidad de hasta 400 metros. Esta zona, si se confirman en los próximos años las estimaciones actuales, podría tratarse de una nueva área petrolera.

Información de Túnez

Bloque de exploración

Portugal

Repsol poseía al cierre de 2011 derechos mineros sobre 2 bloques de exploración (superficie neta de 4.473 km2).

Hitos 2011

  • Los contratos exploratorios de los bloques Lagosta y Lagostim, en aguas territoriales portuguesas, se firmaron en octubre de 2011. Los dos bloques tienen una lámina de agua de entre 500 y 1.500 metros y están situados a una distancia de la costa de entre 15 y 100 kilómetros.

Información de Portugal

Bloque de exploración