Recopilación: N. Hernández
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El área Horcón es el foco más reciente en el mapa exploratorio y de producción del occidente venezolano, tras el Acuerdo de Intenciones (MoU) firmado el 16 de junio de 2026 entre Repsol, PDVSA y el Ministerio de Hidrocarburos.
1. Ubicación y
Geografía Operacional
El yacimiento se localiza al sureste del Lago de Maracaibo.
Su gran valor estratégico radica en su posición: está geográficamente situado
entre los campos Barúa y Motatán. Al estar flanqueado por activos que ya
cuentan con infraestructura activa, la integración logística y operacional
promete sinergias significativas.
2. Objetivo
Técnico y Tipo de Crudo
El principal propósito de este acuerdo es analizar la
factibilidad de incorporar nuevos volúmenes de crudo liviano a la producción
nacional. El desarrollo de Horcón se proyecta bajo el esquema de la empresa
mixta Petroquiriquire, de la cual
Repsol es socio clave.
3. Contexto
Comercial y Gas Asociado
Además de la evaluación de este yacimiento en tierra firme, el acuerdo suscrito por la directiva de Repsol (Josu Jon Imaz y Francisco Gea) y las autoridades energéticas contempla:
· El análisis de oportunidades de gas en la costa (offshore venezolano).
· Garantizar la continuidad operacional y el esquema de pago mediante cargamentos de crudo, consolidando los planes de la operadora española para incrementar significativamente su producción en el país.
· El potencial del campo Horcón se evalúa bajo la meta conjunta de Repsol y PDVSA de apalancar un incremento sustancial en la producción de crudo liviano, el cual es crucial para la dieta de las refinerías nacionales y como diluente.
4. El potencial
técnico y comercial de Horcón destaca por los siguientes factores:
Metas de Producción Inmediata y a Mediano Plazo
· Aporte directo de Horcón: Los planes iniciales proyectan que la incorporación y desarrollo de las oportunidades exploratorias de Horcón sumarán más de 20000 barriles por día (bpd) de crudo liviano a los activos operados en la zona.
· Impacto en la Empresa Mixta: Este volumen se anexará a las operaciones de Petroquiriquire. El objetivo es elevar la base actual de la empresa mixta (que ronda los 40000 - 45000 bpd) para avanzar hacia la meta corporativa global de Repsol en el país, orientada a duplicar o incluso triplicar su producción neta en el mediano plazo (dentro de una meta país combinada que busca proyectar los 135000 bpd en sus distintas asociaciones).
Ventajas Geológicas y de Yacimiento
· Calidad del Fluido: Al estar flanqueado por los campos Barúa y Motatán, Horcón comparte la tendencia estructural y los sistemas de carga del sureste del Lago. El objetivo principal son arenas del Terciario (Eoceno/Mioceno) o las calizas del Cretáceo profundo características de la cuenca, con expectativas firmes de crudo liviano/mediano, lo que representa un alto valor comercial frente a los crudos extrapesados de la Faja.
·
Bajo Riesgo
Exploratorio (De-risking): Al ubicarse "entre" dos campos maduros y
probados, el riesgo geológico es significativamente menor en comparación con un
área de frontera (frontier basin), facilitando la delimitación de los límites
del yacimiento y la tasa de éxito de los pozos de desarrollo.
Sinergia de Infraestructura (Fast-Track)
El mayor potencial económico de Horcón no está solo en el subsuelo, sino en la superficie. Al estar rodeado por la infraestructura activa de Barúa y Motatán, el desarrollo puede ejecutarse bajo un esquema fast-track:
· Facilidades de Superficie: Se pueden aprovechar las estaciones de flujo, múltiples de producción y líneas de recolección existentes.
· Segregación y Transporte: Facilita la conexión directa hacia los sistemas de bombeo y patios de tanques de la Costa Oriental del Lago (como Puerto Miranda o Bachaquero) sin necesidad de construir grandes líneas de transporte desde cero, optimizando drásticamente el CAPEX y acelerando el tiempo de retorno de inversión (ROI).
5. Fases de
Desarrollo
Los detalles específicos y cronogramas hiper-detallados del Plan de Desarrollo y Producción (PoD) para Horcón se manejan bajo estricta confidencialidad entre Repsol y PDVSA (Corporación Venezolana del Petróleo).
Sin embargo, considerando los estándares operativos de
Repsol en la cuenca, la arquitectura de la empresa mixta Petroquiriquire y la
infraestructura vecina de Barúa/Motatán, el plan de producción se estructurará
bajo las siguientes fases lógicas y operativas:
Fase 1: Evaluación, Reinterpretación y De-risking (Meses 1 a 6)
· Alineación de Datos Subsuelo: Integración y reprocesamiento de la sísmica 3D existente de la zona de transición del sur del Lago con los datos de producción históricos de los pozos someros o exploratorios previos en Barúa y Motatán.
· Ingeniería de Yacimientos: Actualización del modelo estático y dinámico para delimitar el contacto agua-petróleo (WOC) y confirmar el mecanismo de empuje natural del yacimiento (capa de gas o empuje hidráulico).
Fase 2: Campaña de Perforación "Fast-Track" y Delimitación (Meses 6 a 18)
· Pozos de Delimitación (Appraisal): Perforación de 2 a 3 pozos clave para certificar el espesor neto de las arenas (net pay) y tomar núcleos (cores) que confirmen las propiedades petrofísicas.
· Pozos de Desarrollo Inicial: Inicio de una campaña de perforación dirigida a los horizontes productivos más someros y sombreados por la infraestructura de Barúa/Motatán para asegurar el "primer petróleo" (first oil) rápido.
·
Diseño de Completación:
Uso de completaciones estándar para crudos livianos, evaluando si se requerirá
levantamiento artificial temprano (como Bombeo Electrosumergible - BES o Gas
Lift) debido a la declinación natural de la presión en áreas aledañas.
Fase 3: Rampa de Producción y Conexión de Superficie (Meses 12 a 24)
· Sinergia de Estaciones de Flujo: El plan contempla tender líneas de flujo cortas (generalmente de 4 a 8 pulgadas) desde los nuevos macollas o pozos de Horcón hacia las Estaciones de Flujo (EF) existentes de los campos Barúa o Motatán.
· Manejo de Fluidos: Aprovechar la capacidad ociosa de deshidratación y separación de gas-petróleo en la infraestructura actual para procesar el crudo liviano de Horcón, minimizando el CAPEX en plantas nuevas.
· Optimización del Gas Asociado: Monitoreo y recolección del gas asociado para evitar el venteo/quema, alineado con los estándares ambientales de Repsol, y dirigirlo a los sistemas de compresión locales para reinyección o consumo industrial.
Fase 4: Producción Base y Plateau (24 meses en adelante)
· Meta de Estabilización: Alcanzar la meseta de producción proyectada de más de 20000 bpd.
· Inyección de Agua / Mantenimiento de Presión: Dependiendo del comportamiento de la declinación de los pozos en los primeros dos años, el plan a mediano plazo típicamente incorpora un esquema piloto de recuperación secundaria (inyección de agua periférica o flancos) para mantener la presión de fondo fluyente.
