Canacol perforará 140 pozos exploratorios en los próximos diez años

La compañía canadiense, que opera en el Valle Inferior del Magdalena, informó que tiene un potencial de reservas de gas natural cercano a los 2,5 terapiés cúbicos.

5 de noviembre de 2019.   Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol Energy, dijo que la compañía tiene previsto perforar 140 pozos exploratorios en los próximos diez años.

Estos pozos se realizarían en las áreas que ya tiene adjudicadas en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena (VIM), en los departamentos de Córdoba y Sucre, donde actualmente realiza sus operaciones, en campos con vocación de gas natural.

Después de Ecopetrol, actualmente Canacol es la segunda mayor productora de gas natural en el país, con 215 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd), nivel de producción que mantendrá durante el 2020.

Esta producción sale de 15 campos de producción que tiene Canacol en cinco contratos de Exploración y Producción en el VIM.

De acuerdo con Gamba, el tamaño de las campos oscila entre 15 y 250 Billones de pies cúbicos (Bcf) de reservas de gas natural seco, es decir, un 99% de metano, para un total de 600 Bpc de reservas 2P.

Con la campaña exploratoria de los próximos diez años, la Compañía aspira a incorporar reservas por 2,6 terapies cúbicos (Tpc) adicionales.

Gasoducto Jobo – Medellín

Gamba señala que los campos que Canacol tiene en la región pueden producir más de 360 Mpcd, pero solo sacan 215 Mpcd por falta de capacidad de transporte.

Efectivamente, la cuenca del VIM solo tiene una línea de evacuación, el gasoducto entre la planta de Jobo y Cartagena que, con la ampliación hecha en 2019, tiene una capacidad máxima de alrededor de 265 Mpcd.

Por eso se ha planteado la construcción de un gasoducto entre Jobo y Medellín, con una longitud de 280 kilómetros y una capacidad de 100 Mpcd, gas que compraría Empresas Públicas de Medellín (EPM).

Para este proyecto se está conformando un consorcio en el cual Canacol tendrá una participación del 25 %. El costo estimado es de entre 350 y 400 millones de dólares y entraría a operar en 2023.

Finalmente, Gamba asegura que participarán en la actual ronda de asignación de áreas por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, y lo harán por áreas que estén también en el VIM, pues “en esta cuenca hay más que suficiente para nosotros para los próximos años; así que vamos a permanecer en esta cuenca por mucho tiempo.”

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