Cien años en una columna
La línea de tiempo completa
De Nickerie 1928 al primer gas
1928
Petróleo encontrado en Nickerie
El primer petróleo de Surinam se encuentra en el distrito de Nickerie, en la llanura costera cerca de la frontera con Guyana. No sigue nada comercial y la exploración sistemática no comienza hasta principios de los años sesenta.
1965
Petróleo en el patio de una escuela
Un equipo del Departamento de Minería Geológica que perfora en busca de agua potable en el distrito de Saramacca encuentra petróleo pesado en el patio de una escuela. Ese accidente es el campo de Tambaredjo.
1980
Se funda Staatsolie
El Estado crea su propia compañía petrolera el 13 de diciembre de 1980 en lugar de dejar el recurso a operadores extranjeros.
1982
Comienza la producción en Tambaredjo
La producción comercial comienza en Tambaredjo el 25 de noviembre de 1982, a 200 barriles por día. La producción es pequeña pero financia todo lo que sigue.
1997
Inaugurada la refinería Tout Lui Faut
Staatsolie comienza a refinar su propio crudo en lugar de exportarlo todo, inicialmente en betún asfáltico y fueloil.
2015
Se completó la ampliación de la refinería
Una mejora de aproximadamente mil millones de dólares eleva la planta a alrededor de 15.000 a 16.000 barriles por día y agrega diésel y gasolina.
2020
Maka Central-1 lo cambia todo
Apache y Total encontraron petróleo en el Bloque 58. Kwaskwasi, Sapakara West y Sloanea de PETRONAS encontraron gas en el mismo año.
2021-2022
Sapakara Sur y Krabdagu
La perforación de evaluación demuestra los dos campos que se convertirán en GranMorgu.
octubre de 2024
Decisión final de inversión
TotalEnergies y APA sancionan a GranMorgu, comprometiendo alrededor de 10.500 millones de dólares. Staatsolie ejerce su derecho de reingreso del 20%.
2025
Financiamiento y contratos
Staatsolie recauda más de 2.000 millones de dólares, incluido un bono de 516 millones de dólares y un préstamo sindicado de 1.600 millones de dólares de 18 prestamistas, para financiar su participación de 2.400 millones de dólares. Saipem, SBM Offshore y Technip Energies inician obras.
noviembre de 2025
Lanzamiento de la oferta de puertas abiertas
Staatsolie abre aproximadamente el 60% de la superficie marina, más de 70.000 km2, a la nominación de empresas en cualquier momento en lugar de esperar a una ronda de ofertas.
2025
Un ministerio para el petróleo y el gas
El nuevo gobierno crea el Ministerio de Petróleo, Gas y Medio Ambiente, encabezado por el ex director de Staatsolie, Patrick Brunings.
Primer semestre de 2026
Del plano a la construcción
El casco de la FPSO ingresa al dique seco en China, el primer equipo submarino aterriza en la terminal Dr. Jules Sedney en Paramaribo y los árboles submarinos salen de la línea en Malasia.
2026
El fondo soberano se hace realidadahora
Se supone que todos los ingresos minerales irán al Fondo de Ahorro y Estabilización. El FMI señala que el fondo aún necesita una junta, procedimientos y un marco de inversión.
Finales de 2026 - primer trimestre de 2027
Comienza la perforación de desarrollo
Para GranMorgu están previstos hasta 32 pozos productores e inyectores.
Segundo semestre de 2026
Se espera una decisión sobre el gas de Sloanea
PETRONAS apunta a una FID sobre un desarrollo flotante de GNL en el Bloque 52.
2027
Navegación y conexión de FPSO
El buque sale del astillero rumbo a Surinam; Instalación y puesta en marcha en alta mar a continuación.
2028
Primer aceite
Se espera que GranMorgu comience a producir, aumentando hacia los 220.000 barriles por día. El FMI proyecta un crecimiento del PIB de alrededor del 55% en el primer año completo.
~2030
Primer gas
Si se sanciona a Sloanea, Surinam podría exportar GNL por primera vez. El FMI prevé que la producción de crudo alcanzará un máximo de alrededor de 73 millones de barriles en 2030 y 2031.
¿Qué tiene que pasar antes de 2028?
El camino crítico
Terminar el FPSO
Integración en superficie en China y luego puesta en servicio. Éste es el polo largo: el barco tiene que estar lo suficientemente completo como para navegar antes de que nada más importe.
perforar los pozos
Hasta 32 pozos de desarrollo a partir de finales de 2026 o principios de 2027. Cada uno lleva semanas y la campaña se desarrolla en paralelo con la construcción de embarcaciones.
Instalar infraestructura submarina
Árboles, líneas de flujo, risers y umbilicales colocados y probados en el fondo marino. El alcance de Saipem.
Navegar, amarrar y conectar
El barco procede de Asia, está amarrado en el lugar y conectado al sistema submarino.
Comisión y puesta en marcha.
Se prueban los sistemas, se abren pozos y se aumentan las rampas de producción. El primer petróleo es el momento en que el crudo estabilizado llega a los tanques de almacenamiento.
¿Qué podría mover las fechas?
Riesgo de resbalón, claramente indicado
| Riesgo | Efecto |
|---|---|
| Retraso en el patio o en la puesta en servicio | La causa más común de deslizamiento del FPSO. Empuja el primer aceite directamente. |
| Ritmo de perforación de desarrollo | Menos pozos listos al inicio significan una rampa más lenta en lugar de un inicio más tardío. |
| Sincronización del FID de Sloanea | Si la decisión sobre el gas del Bloque 52 se retrasa más allá de 2026, el primer gas saldrá alrededor de 2030. |
| precio del petróleo | Una caída sostenida cambia el apetito por la próxima decisión final de inversión, no GranMorgu en sí, que ya está sancionada. |
| Preparación institucional | No retrasa la producción, pero el FMI ha argumentado que determina si los ingresos se manejan bien. |
Después del primer aceite
Lo que suponen las previsiones
El FMI proyecta un crecimiento del PIB de aproximadamente el 55% en el primer año completo de producción y prevé que la producción de crudo alcanzará un máximo cercano a los 73 millones de barriles en 2030 y 2031 antes de disminuir. Staatsolie ha señalado que los ingresos petroleros del gobierno oscilarán entre 1.500 y 2.000 millones de dólares al año en su punto máximo, con algo del orden de 7.000 millones de dólares durante los primeros cinco años de producción.
Esos números suponen un proyecto. La ampliación de la meseta depende de vínculos y de nuevas sanciones por parte de los bloques cubiertos en el pagina de bloques. Donde se supone que debe aterrizar el dinero es en el pagina de instituciones.
De donde viene esto
Fuentes
Las cifras de esta página provienen de anuncios de operadores, Staatsolie, el gobierno de Surinam y la prensa especializada en energía. Los proyectos avanzan, así que trate las fechas prospectivas como objetivos en lugar de promesas.
- Staatsolie Maatschappij Surinam N.V.
- Ministerio de Petróleo, Gas y Medio Ambiente (OGM)
- TotalEnergies: proyecto GranMorgu
- Revista Offshore: Frontera de exploración y producción offshore de Surinam (junio de 2026)
- OilNOW: Progreso de GranMorgu H1 2026
- FMI: Consulta del Artículo IV de Surinam para 2025
- SEOGS: Cumbre de Energía, Petróleo y Gas de Surinam
Datos de la página revisados por última vez el 2026-08-02.
Preguntas frecuentes
¿Cuándo encontró petróleo Surinam?
Se encontró petróleo por primera vez en 1928 en el distrito de Nickerie, y nuevamente en 1965 en Saramacca, donde un equipo de perforación en busca de agua potable encontró petróleo pesado en el patio de una escuela. La producción comercial en tierra comenzó en Tambaredjo el 25 de noviembre de 1982. La historia en alta mar comenzó en 2020, cuando Apache y Total encontraron petróleo en Maka Central-1 en el Bloque 58.
¿Cuándo llega el primer petróleo a Surinam?
2028 es el objetivo de GranMorgu, el primer desarrollo offshore. No hay fecha publicada dentro de ese año. La producción terrestre ha estado funcionando de forma continua desde 1982.
¿Cuándo producirá Surinam gas?
Alrededor de 2030, si PETRONAS aprueba el desarrollo de Sloanea en el Bloque 52. La decisión final de inversión estaba prevista para la segunda mitad de 2026, siendo el GNL flotante el concepto principal.
¿Qué pasa después del primer aceite?
GranMorgu avanza hacia los 220.000 barriles por día, y el FMI proyecta que la producción de crudo de Surinam alcanzará un máximo de alrededor de 73 millones de barriles en 2030 y 2031. Más allá de eso, depende de nuevas decisiones finales de inversión y de vínculos con el buque existente.