Felipe Bayón destaca el potencial de los yacimientos no convencionales y la entrada estratégica de GeoPark en Venezuela

El directivo destacó el potencial de los yacimientos no convencionales y señaló que el país necesita recuperar conocimiento y capacidades para aprovecharlo.

Felipe Bayón, CEO de GeoPark, se refirió a las oportunidades que tiene Colombia en materia de yacimientos no convencionales (YNC), haciendo énfasis en el potencial que existe en el territorio nacional.

Durante su intervención en el XXIII Congreso Colombiano de Petróleo, Gas y Energía de Acipet, el directivo señaló que “la soberanía energética tiene que ver con tomar el control de nuestro destino” y que, para acelerar esas oportunidades, es necesario volver a traer el conocimiento y las capacidades para avanzar hacia su desarrollo.

Para dimensionar ese potencial, y con base en las cifras más recientes de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), los datos muestran que, en materia de petróleo, las cuencas del Valle Medio del Magdalena y Cesar Ranchería concentran los mayores recursos prospectivos recuperados.

El presidente de GeoPark también ejemplificó las oportunidades de desarrollo con dos de los proyectos en los que viene trabajando la compañía: la formación no convencional de Vaca Muerta (Argentina), que opera mediante ‘fracking’, y el proyecto petrolero en Venezuela, que contempla la reactivación de pozos ya existentes.

“Desde GeoPark, no me quiero tomar la vocería de la industria, pero estamos listos. Estamos listos para acompañar en este desarrollo de los no convencionales. Estamos comprometidos, creemos que lo podemos hacer de una manera rigurosa y creemos sobre todo que va a ser un cambio importantísimo para el país”, explicó.

Congreso Acipet en Bucaramanga. 

Proyecto en Venezuela

A principios de septiembre de este año, GeoPark anunció su entrada estratégica a Venezuela a través de Bare, un activo de gran escala productor de petróleo pesado ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco.

Según explicó el directivo en su intervención, el proyecto contempla un redesarrollo dividido en cuatro fases, con una proyección de operaciones más allá de 2045.

La primera etapa, comprendida entre 2026 y 2030, apunta a reactivar la producción. La segunda, entre 2031 y 2038, contempla una nueva perforación y trabajos de workover, es decir, el reacondicionamiento o intervención mayor de un pozo. La tercera está enfocada en mantener la infraestructura de recobro técnico, mientras que la cuarta busca maximizar el recobro final.

A grandes rasgos, el proyecto apunta a elevar la producción de 11.000 barriles de petróleo diarios a entre 85.000 y 90.000 barriles.

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