Territori

Ecco chi è l’unico membro Opec che può sfidare il dominio petrolifero saudita

Attualmente sono tre i campi chiave sotto i riflettori e cioè Rumaila, West Qurna 1 e Gharraf ma altri ne seguiranno a breve. I vincoli infrastrutturali, tuttavia, potrebbero continuare ad ostacolare la realizzazione dell’ambizione irachena di incrementare la produzione a stretto giro

In linea con gli obiettivi di aumento della produzione di greggio a 6,2 milioni di barili al giorno entro la fine del 2020 e al target di 9 milioni di barili giornalieri entro la fine del 2023 – in crescita rispetto agli attuali 4,6 milioni e allo stesso livello della produzione dell’Arabia Saudita -, l’Iraq ha fatto capire a produttori e consumatori di petrolio che occorre aumentare o rivedere i contratti per lo sfruttamento dei campi iracheni.

TRE I CAMPI CHIAVE SOTTO I RIFLETTORI E CIOÈ RUMAILA, WEST QURNA 1 E GHARRAF

Attualmente sono tre i campi chiave sotto i riflettori e cioè Rumaila, West Qurna 1 e Gharraf ma altri ne seguiranno a breve. I vincoli infrastrutturali, tuttavia, potrebbero continuare ad ostacolare la realizzazione dell’ambizione irachena nei tempi previsti. Secondo i dati pubblicati di recente dal ministero del Petrolio iracheno, la produzione petrolifera dai campi di Rumaila (che insieme a Kirkuk ha prodotto circa l’80% della produzione petrolifera totale dell’Iraq) ha consentito di ottenere 1,467 milioni di barili al giorno nel corso del 2018, il più alto tasso di produzione annuale da 30 anni a questa parte. Questa cifra è superiore al target di produzione iniziale di 1,173 milioni concordato con BP nel contratto originale del 2008, ma ancora ben al di sotto dell’obiettivo di 2,850 milioni di barili al giorno, anche se il target rinegoziato è di 2,1 milioni di barili giornalieri. Nonostante il campo è operativo da molti anni, secondo l’Agenzia Internazionale dell’Energia (Aie) ha ancora il 55% delle risorse recuperabili, pari a 35 miliardi di barili. Come per la stragrande maggioranza dei giacimenti petroliferi iracheni sia a nord che a sud, il costo di produzione del petrolio rimane tra i più bassi al mondo con circa 2-3 dollari, alla pari con quello dell’Arabia Saudita, sottolinea OilPrice.com.

LA CHIAVE DI ESTRAZIONE È L’ACQUA

L’aumento a oltre 1,4 milioni di barili al giorno del campo di Rumaila riflette alcuni miglioramenti apportati negli ultimi due anni dagli sviluppatori del settore – principalmente BP e China National Petroleum Corporation (CNPC) attraverso PetroChina -. A parte una nuova centrale elettrica che supporta il funzionamento quotidiano di Rumaila, i nuovi treni di produzione di acqua – disidratatori e dissalatori – hanno aumentato la capacità produttiva di 124 mila barili al giorno. Inoltre, solo l’anno scorso sono stati perforati 31 nuovi pozzi e il rinnovamento dell’impianto di trattamento delle acque di Qarmat Ali garantisce a BP la possibilità di trattare fino a 1,3-1,4 milioni di barili di acqua, consentendo una maggiore estrazione di petrolio dal giacimento di Mishrif (il triplo di quello estratto nel 2010). Secondo i dati, Rumaila richiede circa 1,4 barili d’acqua per ogni barile di petrolio prodotto dal nord del campo, mentre la formazione di Mishrif nel sud richiederà tassi di iniezione idrica molto più elevati per sostenere la produzione.

L’AUMENTO DI PRODUZIONE DEL GIACIMENTO ENI DI ZUBAIR DOVUTO AGLI SFORZI DI BP A RUMAILA

I recenti aumenti di produzione nel campo adiacente di Zubair, gestito principalmente da Eni (più KOGAS e partner iracheni), “possono anche essere attribuiti in parte significativa agli sforzi di BP a Rumaila, in quanto circa il 14% dell’acqua dell’impianto di trattamento acque di Qarmat Ali è diretto proprio a Zubair”, sottolinea OilPrice.com. Con un obiettivo iniziale di 201 mila barili giornalieri Zubair produce ora circa 475 mila barili al giorno e riceverà un ulteriore impulso dalla costruzione di una centrale da 380 megawatt. Questi progressi sono suscettibili di aumentare la produzione di petrolio a circa 600 mila barili, anche se non prima del 2030.

IL COMMON SEAWATER SUPPLY PROJECT DEVE ESSERE OPERATIVO IN TUTTO IL PAESE

Ciò riporta l’Iraq al problema centrale che poi è quello che limita ancora drasticamente ulteriori aumenti della produzione petrolifera per raggiungere gli obiettivi di produzione petrolifera. “Per ottenere un aumento significativo della produzione irachena non è possibile aggirare il fatto che il CSSP (Common Seawater Supply Project) deve essere operativo in tutto il paese, altrimenti non solo l’Iraq non sarà in grado di migliorare la produzione, ma anche la produzione dai giacimenti esistenti sarà messa a repentaglio”, ha dichiarato Richard Mallinson, responsabile dell’analisi del Medio Oriente per la società di consulenza energetica londinese, Energy Aspects, ad OilPrice.com. “Alcune aziende – come Eni per Zubair e BP a Rumaila – hanno costruito le proprie mini-facilities o hanno adottato altre soluzioni simili, ma il problema richiede un enorme impegno e un livello di fiducia che non tutte le aziende di ogni sito vogliono portare avanti”.

IL COMMON SEAWATER SUPPLY PROJECT È IN STANDBY

Allo stato attuale, il CSSP – che originariamente prevedeva il prelievo e il trattamento di 12,5 milioni di barili di acqua di mare dal Golfo Persico e poi il trasporto via oleodotti a sei impianti di produzione di petrolio per l’iniezione di acqua ai fini dell’aumento della pressione nei serbatoi – è in standby. “L’Aie ora stima che, affinché l’Iraq possa raggiungere il target di produzione di meno di 6 milioni di barili al giorno – leggermente al di sotto del nuovo obiettivo ufficiale previsto, anche se ancora sufficiente per superare il Canada come quarto produttore mondiale – avrà bisogno di un totale di 8 milioni di barili al giorno di acqua rispetto ai circa 5 milioni attualmente utilizzati. Se il CSSP non sarà operativo, allora questo volume d’acqua dovrà essere soddisfatto da altre fonti ad esempio attraverso l’espansione degli impianti di trattamento delle acque esistenti. Tuttavia, il fatto che la ExxonMobil (insieme a PetroChina e Itochu) sta ancora lavorando allo sviluppo del West Qurna 1 – e all’aumento della produzione sul campo – implica che c’è ancora qualche prospettiva di un nuovo impegno da parte degli Stati Uniti, almeno su qualche versione del CSSP, se non il progetto integrato previsto nell’Iraq meridionale”, osserva OilPrice.com.

LA PRODUZIONE DI WEST QURNA 1 PROCEDE A GONFIE VELE

Secondo i dati più recenti, la produzione di West Qurna 1 – con riserve accertate di 47 miliardi di barili di petrolio – ha raggiunto i 465 mila barili giornalieri di produzione contro i circa 440 mila previsti. Tale incremento è in gran parte dovuto all’entrata in funzione di nuovi impianti di lavorazione del greggio e di serbatoi di stoccaggio che, una volta a regime, dovrebbero portare la produzione di greggio ad almeno 490 mila barili giornalieri entro la fine del 2020. Ciò fronte di un obiettivo iniziale per la ExxonMobil in base al contratto del 2008 di 268 mila barili giornalieri e di un obiettivo plateau di 2,825 milioni di barili al giorno, che è stato nuovamente rinegoziato, questa volta a quota 1,6 milioni.

JAPEX POTREBBE METTERE LE MANI SUL GIACIMENTO DHIQAR A NASSIRIYA

Nell’ambito del suo obiettivo petrolifero di fine 2020, il ministero del Petrolio ha anche esercitato pressioni sulla giapponese Japex per accelerare la produzione nel campo di Gharaf, che è passato dagli attuali 90 mila ad almeno 230 mila barili al giorno. L’azienda giapponese ha recentemente annunciato di aver stanziato 460 milioni di dollari per l’anno fiscale 2019-20 per sviluppare ulteriormente il campo. Anche se generalmente considerato come un giacimento di minore entità, il successo di Gharraf potrebbe far sì che la Japex – e l’altra società straniera partecipante, la Petronas – ricevano un “accordo eccezionalmente favorevole” per sviluppare l’adiacente giacimento DhiQar a Nassiriya – secondo una fonte importante dell’industria petrolifera e del gas che lavora a stretto contatto con il ministero del Petrolio, riportata da OilPrice.com. Anche se l’anno scorso il ministero ha assegnato la responsabilità per lo sviluppo di Nassiriya a due società locali, ci sono ancora forti ambizioni di poter attrarre società straniere nel sito che ha una stima prudente di 4,36 miliardi di barili di riserve. Scoperto dalla compagnia petrolifera nazionale irachena (INOC) nel 1975, il campo è entrato in funzione nel 2009 ed è stato inserito nel piano accelerato 2009-2010. Nel primo semestre del 2009 Eni, Nippon Oil, Chevron e Repsol avevao presentato offerte per lo sviluppo del campo sulla base di un contratto di Engineering Procurement Construction, con un consorzio composto da Nippon Oil, Inpex e JGC Corporation. La prospettiva per il campo è stata poi complicata dall’aggiunta di piani per la costruzione di una raffineria di 300 mila barili in quella che sarebbe stata la ‘Nassiriyah Integrated Projected’ ma, con due aziende locali. Il sito sta producendo attualmente circa 100 mila barili ma l’intenzione è quella di raddoppiare la cifra entro la fine del 2020.