Equinor y sus socios esperan aumentar la producción en 26 millones de barriles equivalentes de petróleo.
Con este proyecto, la petrolera estatal noruega Equinor y sus socios esperan aumentar la producción en 26 millones de barriles equivalentes de petróleo de Statfjord Øst.
El proyecto se completó con sólidos resultados de seguridad y se espera que se entregue dentro del costo estimado, a pesar de la inflación y el debilitamiento de la corona noruega. La producción comienza seis meses antes de lo previsto.
“Esto demuestra la importancia de extender la vida de los campos maduros y maximizar la creación de valor a partir de la infraestructura existente en la plataforma continental noruega (NCS). El proyecto contribuye a prolongar la vida útil de Statfjord C hasta 2040. La rentabilidad es alta y el valor del aumento de la producción equivale a unos 20 mil millones de coronas noruegas al precio actual del petróleo. Este es un buen uso de los recursos que tiene un efecto dominó para los proveedores noruegos”, dice Camilla Salthe, vicepresidenta senior de Field Life eXtension (FLX) de Equinor.
Se han perforado dos nuevos pozos a partir de plantillas submarinas existentes y se perforarán tres pozos adicionales. Statfjord Øst está vinculado a la plataforma Statfjord C, y el proyecto incluye una modificación en Statfjord C y el tendido de una nueva tubería para el transporte de gas a los pozos submarinos.
“Este es un buen ejemplo de cómo trabajamos con campos maduros. Equinor aspira a ser un operador líder de campos de vida tardía en el NCS. Eso significa que necesitamos encontrar nuevas formas de trabajar para reducir costos. Junto con nuestros socios, hemos desarrollado soluciones más simples y rápidas manteniendo una alta calidad”, dice Ketil Rongved, vicepresidente de proyectos FLX de Equinor.
Se espera que la tasa de recuperación de petróleo del campo aumente del 58 al 63% como resultado de este proyecto. Statfjord Øst comenzó a producir en 1994. El campo está situado a cinco kilómetros de Statfjord C.
El proyecto fue decidido por la asociación en 2020 y aprobado por el Ministerio de Petróleo y Energía en 2021.
