El proyecto Whale será el segundo desarrollo de aguas profundas operado por Shell en el Golfo de México
Shell Offhsore, subsidiaria de Royal Dutch Shell, anunció la decisión final de inversión (FID) para Whale, un desarrollo de aguas profundas del Golfo de México de Estados Unidos (EU).
A través de un comunicado, la petrolera aseguró que el proyecto cuenta con un 99% de casco replicado y un 80% de replicación de superficies de su proyecto Vito. Además, Whale será el segundo desarrollo de aguas profundas operado por Shell en el Golfo de México; el cual usará un diseño de host simplificado y rentable.
En ese sentido, la compañía son sede en Países Bajos anticipa una tasa interna de rendimiento estimada en más del 25 por ciento.
Del mismo modo, el desarrollo de Whale contará con turbinas de gas y sistemas de compresión eficiente. Este será la última incorporación a su cartera del Golfo de México; y afirmó que en la región, su producción está entre las de menor intensidad de gases de efecto invernadero (GEI) del mundo para la producción del petróleo.
Asimismo se estima que el proyecto, propiedad en 60% de Shell y 40% de Chevron, alcance una producción máxima de 100 mil barriles de petróleo equivalente por día (boe); también se tiene estimado un volumen de recursos recuperables de 490 millones de boe.
La planta de producción de Whale se encuentra en Alaminos Canyon Block; está adyacente al campo Silvertip operado por Shell a aproximadamente a 10 millas de la plataforma Perdido, también operada por Shell. Descubierta en 2017, contará con un anfitrión de producción semisumergible en más de 8 mil 600 pies de agua con 15 pozoz productores de petróleo.
Al respecto, Wael Sawan, director de upstream de Shell afirmó que Whale es la última demostración de su enfoque en la simplificación; replicación; y los proyectos de capital con tiempos de ciclo más cortos con el fin de generar un mayor valor desde su posición.
“Nos basamos en más de 40 años de experiencia en aguas profundas para entregar proyectos competitivos que produzcan barriles de alto margen. De modo que podamos satisfacer las demandas de energía de hoy; al mismo tiempo que generamos el efectivo necesario para ayudar a financiar el desarrollo de la energía de el futuro”, apuntó.
