Sigue la buena racha de Canacol

La buena racha de resultados de la operación de Canacol Energy sigue. Este miércoles la empresa anunció la ejecución de dos nuevos contratos de venta de gas y un aumento del 44% en las reservas 2P de gas del campo Nelson 100 % operado por Canacol ubicado en el contrato de Exploración y Producción Esperanza en la Cuenca Inferior del Magdalena en Colombia.

Este aumento en las reservas se debe al incremento de las nominaciones de venta de gas previsto con la ejecución de los nuevos contratos de venta de gas.

Bajo los términos de los dos nuevos contratos de venta, Canacol proporcionará 35 millones de pies cúbicos estándar por día, 6.140 barriles de petróleo equivalente por día, durante un período de 5 años que comienza a partir de diciembre de 2015 a un precio de US$5,40/millón de unidades térmicas británicas.

Actualmente Canacol vende aproximadamente 3.158 barriles de petróleo equivalente por día a un productor local de ferroníquel bajo un contrato de 10 años que vence en el 2021.

El campo Nelson contiene reservas suficientes para cumplir tanto con los contratos existentes como con los nuevos contratos de venta durante la vigencia de éstos.

La corporación también anuncia que planea comenzar un programa de exploración de 3 pozos de gas en el contrato E&P Esperanza en junio de 2014, cada uno de los pozos con importantes prospectos de gas objetivo, situados cerca del campo Nelson, del oleoducto existente y de la infraestructura de procesamiento.

Esto se suma a que en el segundo resultado de la prueba de flujo del pozo de evaluación Leono 2 ubicado en el contrato de Exploración y Producción LLA23 en la Cuenca de los Llanos de Colombia se probó una tasa bruta de 1,328 barriles de petróleo por día (1,062 bopd netos) en el reservorio C7.

El 11 de enero de 2014 se inició la perforación del pozo Leono 2 y el 26 de enero del 2014 alcanzó una profundidad medida total de 12,610 pies, con buenas muestras de crudo y gas encontradas durante la perforación de los principales reservorios objetivos.

El pozo encontró 121 pies de espesor neto contenedor de hidrocarburos en los siguientes reservorios: 10 pies de espesor neto contenedor de hidrocarburos en el reservorio C7 con una porosidad promedio del 19%, 60 pies de espesor neto contenedor de hidrocarburos en el reservorio Barco, con una porosidad promedio del 18%, 26 pies de espesor neto contenedor de hidrocarburos en el reservorio Gacheta con una porosidad promedio del 24% y 25 pies de espesor neto contenedor de hidrocarburos en el reservorio Ubaque con una porosidad promedio del 19%.

El reservorio Barco fue cañoneado entre 10,974 y 10,979 pies de profundidad medida y fluyó a una tasa estable total de 3,007 de barriles de petróleo por día (2,406 bopd netos) de crudo de 37 °API y 14,400 pies cúbicos estándar de gas.

El corte de agua cayó durante el curso de la prueba y la gerencia considera que el agua está relacionada con los fluidos de completamiento usados para perforar el pozo.

La corporación planea poner el pozo en producción desde la formación Barco, sujeto a la aprobación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

Canacol planea perforar el pozo exploratorio Pantro 1, ubicado aproximadamente a 2 kilómetros al sur del descubrimiento Leono.

Se anticipa que Pantro 1 será perforado a mediados de marzo de 2014, y tomará aproximadamente 6 semanas para perforar, completar y realizar pruebas de producción. Una vez finalizado el pozo exploratorio Pantro 1, la empresa planea perforar el primero de tres pozos de evaluación adicionales en Leono comenzando a finales de abril de 2014, seguido por la perforación del pozo exploratorio Tigro 1 localizado aproximadamente a 2 kilómetros al sur del pozo exploratorio Pantro 1.