El descubrimiento se ha realizado en el pozo exploratorio Kinteroni X1 del bloque 57, y las primeras pruebas de producción, aún en curso, han registrado caudales de un millón de metros cúbicos de gas diarios, y 198 metros cúbicos por día de hidrocarburos líquidos asociados.
Repsol es el operador del consorcio que explotará el campo Kinteroni X1 con una participación del 41%, mientras que Petrobrás controla un 35,15% y Burlington Resources Perú, el 23,85% restante.
Actualmente, Repsol y Petrobrás están en proceso de adquisición de la participación de Burlington, que se encuentra pendiente de la aprobación formal por parte de las autoridades peruanas.
Más hallazgos en Bolivia y Brasil
El nuevo yacimiento de gas, cerca de la zona gasífera de Camisea, se inscribe en los últimos hallazgos exploratorios realizados por Repsol en los últimos meses, entre los que destaca el pozo de gas Huacaya X-1 de Bolivia, cuyas pruebas de producción registraron caudales cercanos a los 800.000 metros cúbicos de gas diarios, y un nuevo campo petrolífero en Cuenca de Santos (Brasil).
El campo petrolífero de Brasil, denominado Carioca, contiene recursos de petróleo muy significativos al registrar un test de producción de 2.900 barriles de crudo y 57.000 metros cúbicos de gas por día.
Repsol desarrolla en Perú desde hace más de 50 años actividades de exploración petrolífera y de gas, así como fabricación, distribución y comercialización de productos petrolíferos.
En 1995 inició sus actividades exploratorias y, en la actualidad posee participaciones en ocho bloques, siendo operador en cuatro de ellos, dos en las cuencas del río Marañón, y otros dos en la del río Ucayali.
Tomado del diario El Pais de España - 14/01/2008
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Exploración y Producción 2006
El objetivo de Repsol YPF en sus actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural, es el crecimiento rentable, diversificado, sostenible y comprometido con la seguridad y el medio ambiente. Las bases de esta estrategia son: el crecimiento en producción y reservas, la diversificación geográfica de la actividad, la excelencia operativa manteniéndose como un operador de bajo coste y la rentabilidad con un incremento de los márgenes unitarios medios.
Las líneas estratégicas que guiarán la actividad en el área de Upstream, como motor del crecimiento de la actividad de E&P de la compañía, en los próximos años, incluyen continuar avanzando en el fortalecimiento y consolidación de la favorable posición en el negocio integrado de gas natural licuado, aprovechando y desarrollando las oportunidades rentables que puedan presentarse tanto en proyectos integrados de GNL como en proyectos de regasificación. También las actividades continuarán orientadas al crecimiento orgánico a través del incremento en los niveles generales de la actividad, especialmente de la actividad exploratoria con sondeos de exploración selectivos y con la adquisición de nuevo dominio minero con alto potencial.
La estrategia se enfocará asimismo en el crecimiento en recursos tradicionales a través del máximo aprovechamiento del potencial exploratorio de activos maduros ya en cartera y de la optimización del porfolio de proyectos. El área de Upstream tiene como objetivo adicional el desarrollo de proyectos de crudos pesados que se seleccionarán por su potencial de rentabilidad para la compañía.
A 31 de diciembre de 2006, Repsol YPF tenía participación en bloques de exploración y producción de petróleo y gas en 25 países, directamente o a través de sus subsidiarias, siendo operador en 20 de ellos. Adicionalmente Repsol YPF tiene un 75% en el proyecto de regasificación Canaport LNG (Canadá), un 10% de la compañía WSR con activos en Rusia y estaba a diciembre de 2006 pendiente de la ratificación oficial de su participación en bloques en Kazakhstán y en Liberia, con lo que Repsol YPF tiene en la actualidad presencia en E&P en 29 países.
La producción media correspondiente al ejercicio 2006 fue de 1.128,3 bepd, un 1,0% inferior a la producción del ejercicio 2005. Esta disminución se debe a la menor producción en Venezuela, como consecuencia de la migración de los Convenios Operativos a Empresas Mixtas (33,6 kbepd) y a los problemas de entrega de la producción de gas a PDVSA (9,5 kbepd), en Argelia por el efecto del mayor precio del crudo en los PSC's (3,1 kbepd), así como a la menor producción de líquidos en Argentina por el declino de los campos y en Bolivia por los trabajos de reparación del oleoducto Margarita-San Antonio y a los problemas de entrega de la producción. En sentido positivo, Trinidad y Tobago incrementó su producción (27,6 kbepd) debido a las mayores entregas al cuarto tren de Atlantic LNG y a la inclusión de la producción de TSP todo el año. En Perú se incorporó la producción de Camisea y en abril comenzó a producir el campo Albacora Leste en Brasil.
La producción de líquidos en 2006 alcanzó 525,2 bbld, disminuyendo un 1,1% respecto al año 2005. Esta disminución se ha producido fundamentalmente en Argentina, Bolivia y Dubai por el mayor declino de los campos, en Venezuela por la migración a Empresas Mixtas y en Argelia por el efecto de los precios en los PSC's ya comentados. Todo ello parcialmente compensado por el incremento de la producción en Trinidad yTobago, Ecuador, la incorporación de la producción de Albacora Leste en Brasil y Camisea en Perú.
La disminución en la producción de gas respecto del ejercicio 2005 ha sido del 0,8% alcanzando 3.387 Mscfd (equivalentes a 603,2 kbepd). Esta disminución se ha producido fundamentalmente en Venezuela y Argentina, compensada parcialmente por el incremento de producción en Trinidad y Tobago.
En el ejercicio 2006 el resultado de las operaciones alcanzó los 3.286 millones de euros. El crecimiento del resultado de las operaciones se explica principalmente por el aumento de los precios de los crudos de referencia, por la reducción de los diferenciales de los crudos pesados del sur de Argentina y por el incremento de los precios de realización de gas en Trinidad y Tobago, Venezuela y Argentina.
El precio medio de venta de la cesta de líquidos de Repsol YPF ha sido de 46,29 $/bbl, frente a los 37,14 $/bbl del año anterior. El diferencial respecto de los crudos de referencia que presenta el año 2006 se mantiene con respecto al de 2005, ya que el efecto adverso del descuento del 31% que tienen en Argentina los líquidos, que se aplica en 2006 sobre precios superiores, es compensado por la disminución de los diferenciales de crudos pesados del sur de dicho país y por el significativo incremento del precio de realización en Venezuela derivado de la migración a Empresas Mixtas.
En cuanto al gas, su precio medio se situó en 2,16 dólares por mil pies cúbicos, un 35,0% superior al del ejercicio anterior. Este incremento se debió fundamentalmente a precios promedio de venta de gas más altos en Trinidad y Tobago, en Venezuela debido a la migración a Empresas Mixtas y en Argentina, que alcanzó en 2006, 1,63 dólares por mil pies cúbicos, un 21,6% superior al del año anterior.
El coste de extracción de la compañía (lifting cost) se sitúa en los 2,95 $/bep en 2006 frente a los 2,44$/bbl en el año 2005. Respecto a 2005, esto significa un incremento del 20,9%. En este incremento repercutieron entre otros factores la renegociación de contratos y la madurez de los campos en Argentina como principal efecto, y el incremento generalizado de los costes en la industria.