Campo de Bonga

El Campo Bonga es un campo petrolífero en Nigeria . Estaba ubicado en el bloque de licencia OPL 212 frente a la costa nigeriana, que fue renombrado OML 118 en febrero de 2000. ^{[ 1 ]} El campo cubre aproximadamente 60  km ² en una profundidad de agua promedio de 1000 metros (3300 pies) . ^{[ 2 ]} El campo fue descubierto en 1996, y el gobierno aprobó su desarrollo en 2002. El campo comenzó su primera producción en noviembre de 2005. ^{[ 2 ]} El campo se trabaja mediante un buque FPSO . El campo produce tanto petróleo como gas natural ; el petróleo se descarga en buques tanque mientras que el gas se transporta por gasoducto de regreso a Nigeria, donde se exporta a través de una planta de GNL . El campo contiene aproximadamente 6000 MM barriles de petróleo .  

El yacimiento es operado por Shell Nigeria, propietaria del 55% de la licencia. Los demás socios en el desarrollo del yacimiento son ExxonMobil (20%), Nigerian Agip (12,5%) y Elf Aquitaine (12,5%).

Situado a 120 kilómetros (75 millas) al suroeste del delta del Níger , el primer pozo de exploración se perforó en septiembre de 1995 tras obtener información exhaustiva sobre el bloque mediante un estudio sísmico 3D realizado en 1993/94. 

En mayo de 2001 se descubrió un yacimiento secundario en el bloque, conocido como Bonga SW, que contenía importantes reservas de hidrocarburos . Posteriormente, en 2004, se descubrió un tercer yacimiento, conocido como Bonga North.

El campo se ha producido como una conexión submarina a un buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) ('The Bonga FPSO'). ^{[ 3 ]} El FPSO fue construido por Samsung Heavy Industries. ^{[ 3 ]} Luego fue llevado a Newcastle upon Tyne para la instalación de la superestructura de procesamiento. ^{[ 3 ]} Incluía varias primicias para su tipo. El contrato SURF (Subsea, Umbilicals, Risers, Flowlines) fue ganado por Stolt Offshore (más tarde renombrado Acergy y ahora Subsea7). El buque POLARIS de Stolt instaló todas las líneas de flujo y estructuras submarinas en modos de tendido de tuberías J-Lay y S-Lay. El equipo de procesamiento procesa unos 225.000 barriles de petróleo crudo estabilizado por día a una temperatura máxima del tanque de 60 °C. ^{[ 3 ]}

Actualmente, el yacimiento cuenta con 16 pozos de producción de petróleo y de inyección de agua. Sin embargo, esta cifra aumentará a casi 40 pozos a medida que se desarrolle el yacimiento. El petróleo extraído se almacena en la plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) para su transporte a los mercados mediante buques cisterna, mientras que el gas se exporta a través de un gasoducto a la costa nigeriana para su producción de GNL.

La producción en el pozo se interrumpió durante tres semanas después del 19 de junio de 2008, tras un ataque del Movimiento para la Emancipación del Delta del Níger . ^{[ 3 ]}

El 20 de diciembre de 2011 se produjo un derrame de petróleo que "probablemente fue inferior a 40 000 barriles, o 1,68 millones de galones [6,4 megalitros]". Provocó una mancha de petróleo de 185 km (115 millas) de longitud frente a la costa nigeriana. Probablemente fue el peor derrame en la zona en una década. Los derrames de petróleo tienen el potencial de causar grandes daños al medio ambiente, por ejemplo, contaminación del agua, que reduce los rendimientos pesqueros y la agricultura, que es una de las industrias más importantes de Nigeria. ^{[ 4 ]}  

Shell tomó la decisión final de inversión (FID) sobre el proyecto de aguas profundas Bonga North, ubicado frente a la costa de Nigeria en diciembre de 2024. ^{[ 5 ]} Este proyecto es una inversión significativa, que se espera que sostenga la producción de petróleo y gas en la instalación de Bonga. ^{[ 1 ]}

El proyecto Bonga North comprende la perforación y terminación de 16 pozos, la modificación de la plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) Bonga Main, que produjo su barril número mil millones en 2023, y la instalación de nuevo hardware submarino. Se estima que el proyecto cuenta con un volumen de recursos recuperables de más de 300 millones de barriles de petróleo equivalente (boe) y se prevé que alcance una producción máxima de 110 000 barriles de petróleo por día. Se estima que el proyecto de desarrollo tendrá un costo aproximado de 5 000 millones de dólares estadounidenses. ^{[ 6 ]}

Esta decisión de inversión supuso un hito importante para las operaciones de Shell en Nigeria y se espera que genere una tasa interna de retorno (TIR) ​​superior al umbral de rentabilidad exigido para el negocio de exploración y producción de Shell.

• Industria petrolera en Nigeria
• Gas natural
• Yacimiento petrolífero

• Proyecto de aguas profundas de Bonga de Shell Nigeria
• "El Campo Bonga" . Rigzone . Archivado del original el 9 de abril de 2006. Consultado el 23 de septiembre de 2006 .
• "Proyecto de aguas profundas de Bonga, delta del Níger, Nigeria" . Tecnología offshore . Consultado el 13 de junio de 2007 .
• «El yacimiento petrolífero Bonga de Shell comienza a operar en la costa de Nigeria» . Azom.com . Archivado del original el 7 de junio de 2007. Consultado el 13 de junio de 2007 .
• "El Bonga con destino a Nigeria es aclamado como un gran éxito para AMEC" . Página principal de AMEC . Archivado del original el 8 de octubre de 2007. Consultado el 13 de junio de 2007 .