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Producción del Petróleo

Campo Ceiba 

El Campo   Ceiba fue descubierto en octubre de 1999 y la primera producción se logró en noviembre de 2000, a 13 meses menos de la fecha del descubrimiento. La producción inicial en 2001 era de 5 pozos en el puente Sendje FPSO (Produccion flotante, almacenamiento y buque de descargamiento) . En enero de 2002 , este buque fue sustituido por el Sendje Ceiba , de una capacidad total de procesamiento de 160 mil barriles por día   y las instalaciones para inyectar de  hasta 135.000 bwpd en el depósito de Ceiba para mantener la presión del yacimiento y optimizar la recuperación de petróleo . El desarrollo del campo ahora comprende 16 pozos productores y 12 pozos inyectores de agua. El pico de producción es  de 72.000 bpd y se logró en 2001 con una producción diaria promedio de 19.400 bpd  en 2011 . El EUR( la recuperación final estimada) del Campo Ceiba es de 229 MMBO .

 

El Complejo Campo Zafiro 

En 2012 el  campo complejo Zafiro produjo un promedio de 109.000 bpd y 120 mmpcd de gas por medio de  Zafiro Producer FPU , la Plataforma de Jade , y las instalaciones FPSO Serpentina . Zafiro fue descubierto en 1995 y fue entró en función  dieciocho meses después del descubrimiento. Las instalaciones se han ampliado cada año desde que se inició la producción . En 2000, el productor Zafiro FPSO se convirtió en una FPU (Floating Production Unit (Unidad de Producción Flotante)) de petróleo crudo que se ha estado  almacenando en el MT Magnolia FSO ( Unidad Flotante de Almacenamiento y Buque de Descarga  ) , dispone de una capacidad de almacenamiento de 1,8 millones de barriles . El gas se separa del petróleo a bordo de la FPU y el petróleo se envía al FOE , donde se almacena hasta que puede ser exportado por los  buques tanque a través de un sistema de Single Point Mooring (SPM ) . En diciembre de 1999 se instaló una  plataforma fija de 60.000 bpd ( Jade ) . En mayo de 2001 la producción de Jade había alcanzado la capacidad de 50.000 bpd . El gas se separa del crudo en la plataforma y el petróleo es exportado a través de un gasoducto hacia el Zafiro FPU . En 2002, el FPSO Serpentina entró a formar  parte del sur del campo , lo que llevó  al logro de las  tasas  más altas ,hasta  de 300 mil bpd .

 El óleo de Zafiro y Jade es transportado por un oleoducto a la Productora Serpentina para el  almacenamiento y  la descarga . El campo se ha estado produciendo a través de un total de 117 pozos ( 73 submarinos y 44 plataformas  ) que comprenden 92 productores, 24 inyectores de agua y 1 inyector de gas . La recuperación final estimada ( EUR) desde el campo Zafiro es 1,199,000,000 barriles.

 

Campo Alba

aseng Sailaway 13 Sept 2011 Alba es un campo de gas condensado con un total de reservas que se espera superar los 5 billones de pies cúbicos . El campo Alba fue descubierto en 1983, pero no fue puesto en producción hasta en 1991, cuando fue desarrollado exclusivamente por su producción de gas condensado por Walter International Inc. . En 1995, cuando fue adquirido por  Nomeco Walter , Alba estaba produciendo a un ritmo de alrededor de 65mmcfd para producir más de 6.000 bpd de  condensado a pesar de todo el gas que se encendió . Durante el año 2000 la CMS (que había adquirido Nomeco ) perforó los  pozos de desarrollo Alba -6 , -7 y -8 y para mediados 2001 Alba estaba produciendo más de 195 mmpcd , para generar 14.000 BQFT y 2.000 barriles de GLP / día . El gas procesado suministró una nueva planta de metanol que se ha diseñado para producir a un ritmo de 19.000 bpd para obtener una quema de gas mínima. En enero de 2002 , Marathon Oil adquirió los intereses de CMS en Guinea Ecuatorial y se embarcó en una expansión significativa de las instalaciones de producción y manejo de gas en el campo.

Tras la puesta en marcha de la planta de GLN en 2007, la extracción de gas desde el campo se ha elevado a 900 mmpcd . Este gas suministra a las plantas de GLN y Metanol , se utiliza en la generación de energía local , y produce unos 70.000 barriles diarios de GLP y de gas condensado .

El  promedio diario de la venta de gas en 2011 fue de 850 mmpcd de líquidos de producción : 44.000 bpd de condensado ,  13.000 bpd de propano  y 7.500 bpd de butano  . El  campo Alba tiene reservas de gas húmedo de 5 TCF con un estimado de 330 mmbbl de condensado recuperable .

 

Complejo Okume 

El Complejo Okume fue descubierto en 2001 y obtuvo por primera vez la producción en diciembre de 2006,a menos de 3 años después de la aprobación del Plan de Desarrollo. El Complejo Okume se compone de los campos: Okume, Oveng, Ebano y Elon que se han desarrollado utilizando una combinación de dos plataformas  en tensión y cuatro plataformas fijas. La producciones de los campos se reunieron en una instalación de procesamiento central (CPF) situado en el campo de Elon  de aguas poco profundas. Desde allí, un gasoducto submarino  de quince millas conecta a  ACB a la producción flotante Sendje Ceiba, almacenamiento y descarga (FPSO) para el almacenamiento y descarga de la producción de petróleo crudo. El campo en la actualidad se está produciendo a través de 27 pozos productores y 13 pozos inyectores de agua. El pico de producción, de 86.000 bpd ,se logró en 2010 con una media de producción diaria en 2012 de 59.000 bpd. El EUR del Campo Okume es de 297 MMBO.

 

Aseng

El campo Aseng  fue descubierto en el Bloque I en 2007 y se creyó inicialmente  que era un yacimiento de gas condensado . Posteriormente, dos pozos de evaluación fueron perforados en la estructura ,en el primero fueron hallados  recursos petrolíferos  que se identificaron bajo  el  gas condensado  y en el segundo pozo se hallaron  los límites del yacimiento de bajo buzamiento .

 El Plan de Desarrollo Aseng fue aprobado en julio de 2009 con el desarrollo inicial del campo que consta de cinco pozos submarinos que fluyen a una embarcación flotante de producción , almacenamiento y descarga (FPSO ) en la que se separa la corriente de producción . El petróleo se almacena en el recipiente hasta que es exportado, mientras que el gas natural y el agua  reinyectan nuevamente dentro del depósito para mantener la presión y maximizar la recuperación de petróleo. Primero se estimaba que la   producción se lograría  a mediados de 2012 , sin embargo, el Aseng FPSO llegó hasta el  16 de octubre de 2011 sin ser explotado  y el primer  petróleo se adquirió el 6 de noviembre de 2011, 7 meses antes de lo previsto . El primer buque de petróleo del campo Aseng fue descargado en diciembre de 2011 . El  promedio diario de producción   fue de 60.000 bpd en 2012 .El Aseng FPSO tiene una capacidad de producción de petróleo de 80.000 barriles de petróleo por día , una capacidad de manejo de gas de 174 millones de pies cúbicos por día , una capacidad de manipulación y eliminación del agua producida de 100.000 barriles de agua por día y una capacidad de inyección de agua de 150 mil barriles de agua por día . El Aseng FPSO tiene una capacidad total de almacenamiento de carga de 1,5 millones de barriles .Reservas recuperables estimadas son entre 100 y 120 millones de barriles , Además , hay  450-550 billion de pies cúbicos de reservas de gas en Aseng que se producirán en el marco de un proyecto de monetización de gas integrado , una vez se ha completado la fase de mantenimiento de presión.

 

Alen

El campo Alen fue descubierto en 2005 en el pozo de exploración O- 1 y fue evaluado por el O- 3 y I- 4 pozos en 2007 . Alen es un campo de gas condensado situado sustancialmente en el Bloque “O” y se extiende hacia la parte norte del bloque ” I”.

 El Plan de Desarrollo Alen fue aprobado en enero de 2011 y el desarrollo del campo estará compuesto de una fase inicial de reciclaje de gas y condensado embarcamiento  seguido de la producción de gas que se destinará al Proyecto de Gas integrado de Guinea Ecuatorial.

La primera producción en Alen en  2013 es de  37.500 bbles / dia  de condensado. Está previsto que  la producción de gas natural será de  hasta 440MMcfd y el gas despojado será reinyectado en el campo durante al menos tres años.

La planta de elaboración Alen será una plataforma fija situada a aproximadamente 85m , que a propósito ha sido dimensionada para actuar como un centro de recolección de gas dentro del Proyecto Integrado de Gas del Estado . La capacidad de procesamiento totalmente desarrollado de la plataforma puede ser de hasta 750MMcfd . Un elevador 24 se instalará en la plataforma en la puesta en marcha para permitir una fácil conexión a la futura línea de gas de venta y el amplio espacio  le ha permitido adaptarse a las líneas de flujo de campos adicionales , además de los requisitos completos de compresión y procesamiento para el volumen de gas expandido .

Las reservas recuperables estimadas son aproximadamente 88 millones de barriles de condensado y un estimado de 930 mil millones de pies cúbicos de recursos brutos de gas natural que finalmente se producen como parte del proyecto de monetización de gas integrado de Guinea Ecuatorial.