Sparta será el primero de los proyectos replicables de la petrolera que contará con equipos de compresión superior totalmente eléctricos. Se espera que esto reduzca significativamente la intensidad de los gases de efecto invernadero y las emisiones de las operaciones de la empresa.
Con una capacidad diseñada de 100,000 barriles de petróleo equivalente por día (bpe) en su punto máximo, se espera que Sparta comience la producción en 2028. El plan de desarrollo abarca ocho pozos de producción vinculados a una unidad de producción flotante semisumergible.
Propiedad de Shell Offshore (51% operador) y Equinor Gulf of Mexico (49%), se espera un volumen de recursos recuperables de 244 millones de bpe. Sparta será el decimoquinto proyecto de aguas profundas de Shell en el Golfo de México. Está previsto que comience la producción en 2028.
Sparta muestra el enfoque de desarrollo rentable de Shell a través de diseños de host estandarizados y simplificados. Utilizados por primera vez en el desarrollo de Vito y luego replicados en el desarrollo de Whale. Igualmente, Sparta es una réplica mejorada de Vito y Whale.
Zoë Yujnovich, Directora Integrada de Gas y Upstream de Shell, resaltó que el último desarrollo de Shell en aguas profundas demuestra el poder de la replicación, generando mayor valor desde nuestras posiciones ventajosas.
Esta decisión de inversión está alineada con nuestro compromiso de perseguir los proyectos más eficientes y competitivos desde el punto de vista energético. Al mismo tiempo, nos ayuda a proporcionar suministros de energía seguros hoy y en las próximas décadas , resaltó.
Partiendo de más de 40 años de experiencia en aguas profundas, Sparta también marca el primer desarrollo de Shell en el Golfo de México para producir a partir de yacimientos con presiones de hasta 20,000 libras por pulgada cuadrada.
El desarrollo de Sparta será el primero de los proyectos replicables de Shell que contará con equipos de compresión superior totalmente eléctricos. Lo que reducirá significativamente la intensidad de los gases de efecto invernadero y las emisiones de nuestras propias operaciones.
El campo fue descubierto en 2012 por Cobalt International Energy, que en ese momento tenía una participación del 60%. Mientras que Total (ahora TotalEnergies) poseía el 40% restante.
En marzo de 2018, Equinor se unió como socio adquiriendo la participación del 40% de Cobalt. Mientras que TotalEnergies se convirtió en el operador de este proyecto con una participación del 60%. Luego de la adquisición de una participación del 20% por 339 millones de dólares durante la subasta por quiebra de Cobalt.
