En primer semestre no perforaron nuevos pozos CANACOL ENERGY AUMENTÓ PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL EN MAYO Y JUNIO

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Cuenca del Magdalena Inferior, Colombia. (Cortesía Canacol Energy)

Aunque en el primer semestre de este año Canacol Energy Ltd. no ha perforado nuevos pozos de producción,  y se vio afectada por un paro de uno de sus principales compradores de gas, la empresa canadiense anunció que la producción neta antes de regalías para el periodo comprendido entre el 1 de abril y el 30 de junio de 2015  fue de 9,970 barriles de crudo equivalente por día (boepd), la cual consta de 5,515 barriles de crudo por día (bopd) y 25 millones de pies cúbicos estándar por día (mmscfpd) (4,455 boepd) de gas natural.

La producción promedio neta corporativa antes de regalías para el periodo comprendido entre enero 1 y marzo 31 del2015 fue de 10,950 boepd, la cual consta de 7,448 bopd y 20 mmscfpd (3,502 boepd) de gas natural.

La producción de gas para el mes de abril de 2015 estuvo afectada por el paro de dos semanas de la mina Cerromatoso, uno de los principales compradores de gas de la Corporación.

La producción se recuperó en mayo de 2015 con una producción neta antes de regalías de 10,233 boepd, la cual consta de 5,874 bopd y 25 mmscfpd (4,359 boepd) de gas natural. (Ver resultados primer trimestre)

Canacol Energy terminó junio con una producción neta antes de regalías de 12,042 boepd, la cual consta de 7,758 bopd y 24 mmscfpd (4,284 boepd) de gas natural, el mayor nivel de producción desde el trimestre terminado el 30 de septiembre del 2014, aun sin haber invertido ningún capital en la perforación de nuevos pozos de producción durante el año calendario 2015.

El aumento en la producción durante los meses de mayo y junio de 2015 está relacionada con el aumento de las ventas de gas natural a través de contratos de venta de gas interrumpibles en el mercado local y con el resultado positivo del programa de “workover” que se ha venido realizando en el bloque de crudo liviano LLA-23. Al 7 de julio del 2015, se han completado tres de los cinco “workover” planeados. Los dos restantes están programados para estar terminados a finales de julio del 2015.

Canacol Energy se encuentra a la espera que la modificación al permiso ambiental para la ampliación del gasoducto de Promigas sea entregada antes del 17 de julio del 2015. A su vez, Promigas espera terminar la construcción antes del 1 de diciembre del 2015. Canacol aumentará la producción de gas natural en aproximadamente 65 mmscfpd a partir del 1 de diciembre del 2015 a través de nuevos contratos de venta. 

La expectativa de Clarinete

La Corporación tiene planeado iniciar las actividades de perforación de evaluación en su descubrimiento de gas natural Clarinete ubicado en el contrato VIM-5 en la Cuenca del Magdalena Inferior, en el cual Canacol tiene una participación operativa del 100%.

El descubrimiento Clarinete tiene reservas netas 2P antes de regalías de gas natural de 150 billones de pies cúbicos (“bcf”) y una mejor estimación de recursos prospectivos netos antes de regalías de gas natural de 209 bcf, conforme al reporte realizado por un tercero terminado en febrero de 2015.

El principal objetivo del programa de los 2 pozos de evaluación es probar hasta 209 bcf de recursos netos prospectivos de gas asociados con el descubrimiento Clarinete, antes de firmar contratos de venta adicionales y comercializar este descubrimiento. A finales de julio de 2015, la Corporación tiene planeado iniciar la perforación del primer pozo de evaluación, Clarinete 2.

El pozo tiene como objetivo los mismos reservorios que probaron una tasa bruta de 42 mmscfpd de gas natural seco desde 2 intervalos productores separados, en la Formación Terciaria Ciénaga de Oro. El pozo Clarinete 2 está ubicado aproximadamente a 1.5 kilómetos (“kms”) al oeste del pozo Clarinete 1, y se espera que se tome aproximadamente 5 semanas para ser perforado y realizar pruebas de producción.

Una vez terminada la perforación y pruebas en Clarinete 2, el taladro será movilizado para iniciar la perforación del segundo pozo de evaluación, Oboe 1, ubicado aproximadamente 3 kilómetros al norte del pozo Clarinete 1. También se tomarán aproximadamente 5 semanas para perforar y probar el pozo Oboe 1, con un periodo de movilización de aproximadamente 2 semanas desde la locación de Clarinete 2.

Canacol en Ecuador

En Ecuador, en la concesión del campo Libertador, la Corporación tiene 25% de participación no operativa, en la perforación de un pozo de exploración SCOA-001. El 22 de junio del 2015 se inició la perforación del pozo y actualmente se está preparando para correr un revestimiento intermedio de 9 5/8” a 9,260 pies. La profundidad total esperada del pozo 9,782 pies. El pozo tiene como objetivo los reservorios areniscos “T” y “U” y está ubicado al oeste del campo Libertador.

En octubre de 2015 la Corporación tiene planeado iniciar la perforación del pozo de exploración Pumara 1 en el bloque LLA-23, donde Canacol tiene una participación operativa de 90%. El prospecto Pumara está ubicado entre los descubrimientos Maltés y Tigro realizados en el 2014, y es uno de varios prospectos identificados con la  nueva sísmica 3D adquirida a principios del 2015.

La gerencia estima que el prospecto Pumara tenga aproximadamente el mismo tamaño que el descubrimiento de crudo liviano Labrador realizado en el 2012, aproximadamente 5 millones de barriles recuperables de acuerdo a los auditores de reservas de la Corporación. El pozo Pumara 1 tendrá como objetivo los mismos reservorios productores encontrados en los otros 5 descubrimientos que la Corporación ha realizado en el bloque hasta la fecha.

Actualización operacional

La Corporación ha terminado la centralización de todas las facilidades de producción de su bloque LLA-23 en Pointer, (Ver más información) cuyo objetivo era eliminar los altos costos de las facilidades temporales de producción ubicadas en cada uno de los 5 campos productores de crudo en el bloque, resultado en menores gastos operacionales para el campo.

El proyecto incluyó una línea de flujo de 25,000 bfpd de 28 kilómetros, la cual conecta a todos los campos productores, la conversión del Pozo Pointer 1 en pozo reinyector de agua, la construcción de facilidades permanentes para separación de agua y carga de petróleo en Pointer y la instalación de generación a gas para proveer electricidad a todos los pozos  y las facilidades.

La Corporación ya ha liberado todas las facilidades temporales, así como los generadores a diésel con un gasto operacional resultante estimado en aproximadamente 11 dólares por barril, comparado con 19.17 dólares por barril reportado durante el cuarto trimestre terminado el 31 de Diciembre del 2014, una reducción de 40%. Todos los nuevos descubrimientos, incluyendo Pumara 1, de ser exitosos, podrán ser unidos rápidamente a la línea de flujo existente.

 

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