La Fase 3 de Johan Sverdrup está en marcha con una inversión de 13.000 millones de coronas noruegas liderada por Equinor y sus socios. Este avance representa una de las apuestas más importantes en la plataforma continental noruega para asegurar suministro energético y aumentar la recuperación de hidrocarburos.
Producción en la Fase 3 de Johan Sverdrup
Gracias a su electrificación desde tierra firme, Johan Sverdrup es uno de los campos con menores emisiones de CO₂ a nivel global. La fase 3 busca aumentar su eficiencia operativa mediante la instalación de nuevas plantillas submarinas en Kvitsøy y Avaldsnes conectadas a la infraestructura existente, lo que permitirá extraer entre 40 y 50 millones de barriles adicionales de crudo equivalente.
La planificación de esta fase incluyó el uso de inteligencia artificial para definir trayectorias de pozos y distribución del yacimiento, lo que resultó en una toma de decisiones más rápida y un ahorro de 130 millones de coronas. Este enfoque acelera la puesta en marcha prevista para el cuarto trimestre de 2027.
Alianzas estratégicas para el desarrollo subsea
TechnipFMC se ha adjudicado el contrato de ingeniería, adquisición y construcción de la infraestructura submarina por un monto de 5.300 millones de coronas. Están programadas nuevas licitaciones en 2025 para perforación y adecuación de plataformas. Se perforarán ocho pozos: siete de producción y uno de inyección de agua.
En 2024 Johan Sverdrup alcanzó un récord de producción con 260 millones de barriles. Hoy uno de cada tres barriles en Noruega proviene de este campo. Equinor apunta a aumentar la tasa de recuperación del 66% actual al 75%, significativamente por encima del promedio del 47% en la plataforma continental noruega.
Mirada al futuro de la energía en Europa
El proyecto refuerza el liderazgo de Noruega en producción eficiente y garantiza un flujo estable de energía a Europa. La fase 3 incluye capacidad adicional para nuevos pozos y futuras conexiones, posicionando a Johan Sverdrup como pilar clave del abastecimiento regional hasta más allá de 2035.
Con participación de Equinor, Aker BP, Petoro y TotalEnergies, el proyecto está a la espera de aprobación gubernamental según el plan de desarrollo y operación vigente.
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Fuente y foto: Equinor
