Canacol Energy Ltd. reportó nuevos recursos prospectivos convencionales de gas natural (recursos diferentes a las reservas) para su prospecto Pola-1 en el bloque exploratorio VMM-45 ubicado en la cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM) en Colombia. Lea más de energía.
Según Canacol, VMM-45 es uno de los cinco bloques que la empresa productora de gas adquirió en rondas de licitación de exploración en los últimos tres años. Con una participación operadora de 100 % en los cinco bloques, la compañía ahora ha reunido 610.981 acres netos dentro del play profundo de gas natural convencional cretácico en la cuenca VMM.
El éxito en este play de gas convencional cretácico profundo resultaría en una nueva área de producción de gas para Canacol dentro de los próximos tres años, una nueva área que asemejará con el nivel actual de producción que la firma tiene en su área de producción histórica actual ubicada en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena.
La auditoría independiente de recursos prospectivos evaluó y estimó los recursos prospectivos de gas natural convencional que se han agregado a una media sin factor de riesgo de 17,3 trillones de pies cúbicos estándar y una media con factor de riesgo de 6,6 trillones de pies cúbicos estándar para todos los prospectos en el nuevo play de gas convencional Cretácico profundo.
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Así las cosas, Pola-1 será el primer pozo dirigido a este nuevo play de gas convencional cretácico profundo, probando el primero de 18 prospectos y leads que se incluyeron en la evaluación que sustentó las estimaciones prospectivas de recursos.
Vale decir que el cretácico consiste en hasta 3.300 pies de carbonatos marinos y clásticos, y es la roca fuente principal de la mayoría de las reservas probadas de petróleo y gas en Colombia, Venezuela y Ecuador, y es productivo en varios campos de petróleo y gas en Colombia.
Canacol Energy Ltd. -Área Auditada – Resumen de Participación en Recursos Prospectivos Brutos Para el Prospecto Pola
Al respecto, Mark Teare, vicepresidente senior de Exploración de Canacol, declaró que “el pozo de exploración Pola-1 será el primero de múltiples pozos de exploración que la compañía planea perforar para investigar el potencial de un nuevo play cretácico profundo de gas natural convencional, ubicado dentro de la Cuenca VMM, la cuenca productora de hidrocarburos más antigua de Colombia”.
Según el empresario, “la auditoría independiente sobre recursos prospectivos de gas natural de BGEC evaluó y estimó los recursos prospectivos de gas natural convencional para el prospecto Pola-1 en una media sin riesgo estimada de 1,161 Bcf y una media con riesgo estimada de 470 Bcf. Se prevé que el pozo de exploración Pola-1 se perfore en el tercer trimestre de 2022, y la corporación estima que tomará aproximadamente cinco meses perforar, completar y probar”.
Como el mayor productor independiente de gas natural de Colombia, el líder de la compañía asegueó que “con una experiencia significativa tanto operando como participando en la perforación de pozos profundos en la Cuenca del VMM, y con un equipo técnico con experiencia en plays de gas convencional profundo en otras partes del mundo, Canacol está bien posicionado para identificar, perseguir y comercializar rápidamente nuevos plays de gas potencialmente grandes en Colombia“.
El pozo de exploración Pola-1 está ubicado a diez kilómetros del gasoducto operado por Transportadora de Gas Internacional (TGI) que transporta gas desde los campos de gas maduros en declinación operados por Ecopetrol ubicados en la región de la Guajira de la costa caribe hacia el interior de Colombia.
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El gasoducto de TGI actualmente tiene aproximadamente 260 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfpd) de capacidad ociosa, lo que significa que cualquier descubrimiento realizado en Pola-1 puede comercializarse rápidamente y venderse en el mercado del interior.
El consumo actual dentro del mercado interior de Colombia es de aproximadamente 600 MMscfpd, casi todos los cuales se suministran desde los campos de gas maduros en declinación de Ecopetrol. Canacol planea comenzar la perforación del pozo Pola-1 en el tercer trimestre de 2022 con resultados esperados antes de finales de 2022.
Canacol Energy Ltd. -área auditada – detalle de participación en recursos prospectivos brutos para el prospecto Pola al 31 de diciembre, 2021
Para la oportunidad exploratoria en VMM-45 en la cuenca del Valle del Magdalena Medio, la corporación ha identificado un play profundo de gas natural convencional que madurará mediante estudios geológicos de investigación, el reprocesamiento de la sísmica 2D y 3D existente, adquisición de sísmica y perforación dentro los próximos tres años.
Basado en la representación de recursos prospectivos, la administración espera que una significativa cantidad de recursos adicionales se desarrollen en el futuro, mediante la adquisición de sísmica 3D y perforación de exploración y avanzada en el bloque no desarrollado.
En el futuro, factores significativos que podrán cambiar las estimaciones de recursos prospectivos incluyen el resultado de perforación exploratoria y de avanzada, que podrá cambiar las estimaciones positiva o negativamente.
Además, las estimaciones de recursos prospectivos pueden ser afectadas por mejoras futuras en tecnologías, tales como parámetros de adquisición sísmica optimizados, propiedades de fluidos de perforación y metodologías de adquisición de datos petrofísicos de fondo de pozo.
Adicionalmente, los volúmenes recuperables pueden mejorarse mediante tecnologías mejoradas de terminación y producción de fondo de pozo, capacidad de procesamiento adicional y compresión.
Se prevé que los niveles adecuados de inversión de capital garanticen el desarrollo futuro de los campos, incluyendo perforación, conexión, construcción de infraestructura para facilidades y líneas de flujo, abandono y reclamación.
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Los costos totales estimados necesarios para lograr la producción comercial son de US$90 millones.
Canacol ha preparado un calendario realista de tiempo y capital para la ejecución de la campaña propuesta de perforación de exploración, avanzada y desarrollo durante los siguientes tres años, para garantizar el cumplimiento de sus obligaciones contractuales durante la fase de exploración de cada bloque, al mismo tiempo que considera tiempo adicional para el seguimiento de la perforación de avanzada y de desarrollo, la instalación de líneas de flujo, y la ampliación de la planta, según sea necesario.
La fecha estimada de la primera producción comercial es entre finales de 2023 y mediados de 2024.
