Se estima ahora que el proyecto de desarrollo de Uaru propuesto por ExxonMobil costará US $12,683 mil millones. Así consta en la Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) del proyecto, el cual refleja el impacto de las presiones inflacionarias en los proyectos de petróleo y gas a nivel internacional, como señaló el accionista de Stabroek Block, Hess Corporation, en Octubre.

Este costo fue provisto para efectos del proceso de autorización ambiental. ExxonMobil Guyana y sus socios de Stabroek Block aún no han tomado una decisión final de inversión (FID); y continúan evaluando las consideraciones de costos durante el proceso de desarrollo. Los socios generalmente llegan a FID luego de que los reguladores otorgan la autorización ambiental y la licencia de producción.

El proyecto extraerá crudo de los campos Uaru, Mako y Snoek. La reserva recuperable combinada allí es de 1.319 millones de barriles de petróleo equivalente.

Uaru será el proyecto más grande hasta la fecha, en alta mar en Guyana, por costo y volumen de recursos a producir.

El alcance del proyecto incluye la perforación de aproximadamente 38-63 pozos de desarrollo, la instalación y operación de umbilicales submarinos, elevadores y equipos de líneas de flujo (SURF); instalación y operación de una embarcación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO); y, en última instancia, el desmantelamiento del proyecto.

La tasa de producción de petróleo se fija en 250.000 barriles por día (bpd). Sin embargo, el diseño básico de FPSO tiene un límite superior de producción de petróleo de 263.000 bpd. Los socios están abiertos a revisar al alza la tasa de producción máxima si se presenta la oportunidad en la etapa de diseño detallado. Para la EIA, Acorn dijo que evaluó los impactos potenciales de la producción hasta 300.000 bpd.

La FPSO tendrá una capacidad de almacenamiento de dos millones de barriles de crudo estabilizado; y podrá descargar aproximadamente un millón de barriles en un buque tanque en un período aproximado de 24 horas.

El buque FPSO propuesto será una instalación de nueva construcción con protección de doble casco. Este FPSO diferirá de los cuatro pedidos anteriores por ExxonMobil a SBM Offshore para los proyectos del Bloque Stabroek, ya que será entregado por MODEC. Se integrará en el casco M350TM de MODEC. MODEC ha estado buscando contratos para entregar FPSO desafiantes a gran escala, incluso ingresando a una empresa conjunta reciente con Toyo Engineering Corporation para mejorar su posición de negociación.

MODEC’s M350

Se espera que el proyecto produzca crudo durante al menos 20 años, comenzando a fines de 2026 o principios de 2027.

Mientras la Agencia de Protección Ambiental de Guyana (EPA) revisa la EIA, el Ministerio de Recursos Naturales está evaluando ofertas para un consultor experto para revisar el plan de desarrollo de campo (FDP).

ExxonMobil tiene una participación operativa del 45% en el proyecto. Hess tiene el 30% y CNOOC tiene el 25%.

La producción de Yellowtail, prevista para 2025, llevará la producción costa afuera de Guyana a 830.000 bpd, lo que probablemente convertirá al país en el mayor productor de petróleo per cápita del mundo.

Kemol King

Se espera que Uaru, como el quinto desarrollo del bloque Stabroek, eleve la producción costa afuera de Guyana a 1,08 millones de bpd. Los socios han reforzado constantemente su plan de tener seis FPSO en alta mar en Guyana para 2027, con una capacidad de producción de 1,2 millones de bpd. El CEO de Hess Corporation, John Hess, dijo en Enero que el descubrimiento de Fangtooth del 2022 está destinado al séptimo desarrollo. Hay potencial para al menos 10 FPSO en el Bloque Stabroek.