Campo Horcón (Sur del Lago de Maracaibo)

 

Recopilación: N. Hernández

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.

 

El Círculo Vicioso de la Energía en Venezuela: Por qué la Solar es la Salida R.E.A.L.

 Por: Nelson Hernández

 

 

 

La crisis energética por la que atraviesa el país, es una crisis complementaria (hidrocarburos  + eléctrica) y en pleno desarrollo.

 

Esta crisis tiene un comportamiento secuencial que describe lo que en teoría de sistema se denomina: Circulo Vicioso de Dependencia Energética o una parálisis sistémica. Es decir, el insumo y el producto se “muerden la cola”.

 

Una explicación sencilla: Si la extracción de gas/crudo depende del suministro de electricidad,… y la generación de electricidad depende de ese mismo gas/crudo, el sistema entra en un estado de "muerte térmica" si se detiene por completo. Romper esa inercia requiere de  una energía externa que el sistema actual no tiene.

 

Esa energía externa, bien pudiera ser la Solar PV. A continuación, argumentos que refuerzan esta afirmación. Para esto hay que ver que la solar no es solo una "alternativa de combustible", sino un cambio de arquitectura: pasar de un sistema rígido y dependiente a uno modular y resiliente.

 

Desmontando la Leyenda del "Gigante Térmico"

 

Muchos piensan  que la solución eléctrica es simplemente "arreglar las plantas". La realidad es que el sistema actual está en un coma inducido por circularidad. Veamos:

 

1. El Mito de la Reparación Mágica

 

La Leyenda: Solo hay que comprar los repuestos y tendremos luz.

La Realidad: Estamos atrapados en una Parálisis Sistémica.

·         Para sacar petróleo/gas necesitas electricidad.

·         Para generar electricidad necesitas ese petróleo/gas.

 

Si el sistema se detiene, no hay "arranque en frío" posible sin una fuente externa masiva. Es como un motor que necesita gasolina para encender la bomba que extrae la gasolina.

 

2. El Paradigma de la Centralización (El Cuello de Botella)

 

·         La Leyenda: Si arreglamos la planta principal, el problema se acaba.

·         La Realidad: La red de transmisión y las subestaciones son los "vasos sanguíneos" del sistema. Según los ciclos de procura industrial, reemplazar esta infraestructura crítica toma años (proyectado a 2030).

 

Aunque tuvieras una planta térmica nueva hoy, no tienes cómo llevar esa energía a las casas sin que el sistema colapse por el camino.

 

3. La Falacia del Costo: "La Solar es un Lujo"

 

·         La Leyenda: La energía solar es cara y para países ricos.

·         La Realidad: La termoelectricidad es hoy un agujero negro de dinero.

  

La termoeléctrica: Mantenimiento constante + costo de oportunidad del combustible + logística de transporte = Un costo operativo impagable.

   

La solar: Costo de mantenimiento mínimo y, sobre todo, no depende de una cadena de suministro fallida.

 

4. El Nuevo Paradigma: El "Bypass" Solar

 

Para eliminar el paradigma antiguo, hay que entender a la energía solar no como una alternativa verde, sino como una herramienta de liberación logística. La solar es R.E.A.L. Esta realidad estriba en:

• R - Rentable: Al fijar el LCOE por 25 años, se elimina el riesgo de inflación en el combustible y se garantiza un flujo de caja predecible.
• E - Escalable: Gracias a su diseño modular, permite iniciar con soluciones de autogeneración que pueden expandirse según la capacidad de inversión No se necesita esperar a 2030, ya que puedes proporcionar energía en un tiempo relativamente corto.
• A - Autónoma: Proporciona resiliencia operativa y soberanía energética frente a fallas del sistema centralizado (SEN). La solar no necesita hidrocarburo para generar el primer kilovatio,
• L - Limpia: Es una tecnología de impacto ambiental positivo que preserva el recurso hídrico y mitiga toneladas de CO2. Es el salto tecnológico de Venezuela en materia energética con visión de futuro.

Para romper definitivamente con el paradigma de que "lo térmico es lo conocido y por ende lo más rápido", este ejemplo comparativo de 100 MW proporciona argumentos de  realidad técnica y logística.

 

 

 

A continuación respuestas a interrogantes que tienen muchos venezolanos:

 

¿Por qué no hay luz?

 

Mucha gente se pregunta por qué, si tenemos petróleo y gas, seguimos a oscuras. Aquí la explicaciones  de por qué las soluciones de siempre ya no funcionan y por qué la solar PV es el camino más rápido.

 

1. ¿Por qué no se pueden arreglar las plantas eléctricas actuales y ya?

 

El problema es lo que llamamos el círculo vicioso. Imagina un carro que se quedó sin batería y la única forma de cargar esa batería es usando el mismo carro para ir a la tienda. Si el carro no prende, no vas a la tienda; si no vas a la tienda, no hay batería.

 

Hoy, para sacar el gas y el petróleo del sub suelo necesitamos electricidad. Pero para que las plantas eléctricas funcionen, necesitan ese mismo gas y petróleo. Si el sistema se detiene, se muerde la cola. Romper ese ciclo con las plantas viejas es casi imposible porque una depende de la otra para arrancar.

 

2. Pero somos un país con potencial de hidrocarburos, ¿no es más lógico usar lo que tenemos?

 

Ese es el paradigma que debemos romper. Aunque tengamos el petróleo bajo nuestros pies, procesarlo y llevarlo hasta las plantas eléctricas requiere de una infraestructura (tuberías, refinerías, bombas) que hoy está muy deteriorada.

 

Arreglar todo eso no es cuestión de meses, sino de muchos años. Es como intentar reparar una autopista vieja mientras los carros siguen pasando; es lento, carísimo y, al final, sigues dependiendo de que nada falle en la cadena.

 

3. ¿Por qué dicen que la energía solar es la solución si parece algo del futuro?

 

La energía solar no es un lujo, es una herramienta de independencia.

 No pide permiso: El sol sale todos los días y no necesita que ninguna empresa le envíe gas o diésel por tuberías para generar energía.

 Se instala por piezas: A diferencia de una gran planta termoeléctrica, que es una obra gigante que tarda años, la energía solar es como armar bloques. Puedes empezar hoy mismo iluminando una calle, luego un hospital y luego una comunidad. No hay que esperar a que "todo" esté listo para que "algo" funcione.

 

4. ¿Y qué pasa con los cables y las subestaciones que están fallando?

 

Las plantas eléctricas grandes necesitan cables de alta tensión y subestaciones para llegar al consumidor final y en esa actividad se recorren cientos de kilómetros. Si un árbol cae o un equipo falla en el camino, se apaga todo.

 

La energía solar permite producir la electricidad ahí mismo donde se usa. Es como tener un pozo de agua en tu casa en lugar de esperar a que el agua llegue por una tubería vieja desde una represa lejana.

 

 

5. En conclusión: ¿Qué debemos entender?

 

La crisis eléctrica no se va a solucionar haciendo más de lo mismo. El modelo de "grandes plantas y mucho petróleo" se agotó. La solución real es descentralizar: dejar de depender de una sola fuente y empezar a usar el sol que nos sobra. Es más rápido, es más sencillo de mantener y, sobre todo, nos devuelve el control de nuestra propia energía.

 

VENEZUELA. Macro Acciones para una Industria Energetica Sostenible

Es, hoy, el Petróleo Venezolano Competitivo?

Por: Nelson Hernández

La competitividad se define como la capacidad de poder suministrar un bien (producto o servicio) de una cierta calidad a un precio menor que el competidor. Conseguir ese precio está asociado a un conjunto de parámetros o factores que tienen características disimiles pero que la sumatoria de esas características individuales dan origen a la competitividad integral del bien o servicio.

Por ejemplo, si una empresa suministra un bien al mismo precio que la competencia, pero genera una mayor satisfacción en los consumidores, eso indica que la empresa tiene mayor competitividad. En tal sentido, la organización (incluyendo una región o país) con mayor competitividad irá ganando cuotas de mercado a expensas de empresas menos competitivas, si no existen deficiencias de mercado que lo impidan.

En lo atinente al petróleo, hoy el comodity más importante en los mercados financieros y económicos, su precio está asociado a diversos factores como los costos de producción, los impuestos (government take[1]), la oferta y la demanda, los conflictos geopolíticos, los desastres naturales y las políticas gubernamentales.

En tal sentido, la competitividad en petróleo se refiere a la capacidad de una empresa o país para desarrollar ventajas competitivas en la producción, comercialización y exportación de petróleo y sus derivados. Esto implica tener una infraestructura adecuada, recursos y tecnología avanzada, y un marco regulatorio favorable, entre otros factores. A mayor  competitividad mayor posición destacada en el mercado global del petróleo y por ende mejores resultados económicos.

El costo de producción y los impuestos del petróleo son factores importantes que se consideran en la competitividad del sector petrolero. Una empresa o país que tenga costos de producción más bajos y una carga tributaria más favorable tiene una ventaja competitiva sobre sus competidores. Sin embargo, también es importante tener en cuenta otros factores, como la calidad del petróleo producido, la infraestructura disponible, la tecnología utilizada y la regulación del mercado, entre otros. En resumen, la competitividad en el sector petrolero depende de una combinación de factores que influyen en la capacidad de una empresa o país para producir y comercializar petróleo de manera eficiente y rentable.

Para efecto de determinar la competitividad actual del petróleo venezolano, se ha tomado lo siguiente:

• Ocho (8) países representativos del universo petrolero, que contienen 1287 GB de reservas, equivalente al 74 % del total mundial
• Los tres (3) primeros productores mundiales de petróleo
• Cinco (5) países pertenecientes a la OPEP
• Los dos (2) países con mayores reservas de petróleo
• Dos (2) países que explotan petróleos extrapesados

La data a graficar para determinar la competitividad es: en el eje de las ordenadas el costo de producción y los impuestos, ambos expresados en $/B y en el eje de las abscisas las reservas acumuladas de esos 8 países, todo dentro de un grafico tipo Meko. Los resultados se muestran en las graficas a continuación.

 

El grafico de la competitividad en el costo de producción, indica que Venezuela no es competitiva con respecto a 5 países que poseen un volumen de reservas de 780 GB (45 % del total mundial). Más aun, 4 países presentan precios por debajo de la mitad del costo de producción de Venezuela. En este sentido, disminuir el costo de producción de Venezuela, se hace cuesta arriba. Pero alcanzando un costo de 4 $/B, sigue siendo no competitivo con 4 países que poseen 709 GB, equivalente al 41 % del total mundial. Es de aclarar que ese costo de Venezuela, obedece principalmente a características intrínsecas: La productividad de los pozos, en promedio de 200 BD; la madurez de los yacimientos (excluyen los extrapesados), donde el 90 %  tienen más de 60 años bajo explotación.

El grafico a continuación, se refiere a la competitividad en cuanto a los impuestos  que deben pagar los explotadores de petróleo al gobierno (government take). Exceptuando a Nigeria, el impuesto en Venezuela es el mayor dentro de los países bajo estudio. En otras palabras, Venezuela no es competitiva en cuanto a los impuestos aplicados a la industria petrolera. 983 GB (57 % del total mundial), son más competitivos que las reservas venezolanas de petróleo. En este caso, Venezuela si puede hacerse más competitiva, con el solo hecho de modificar hacia la baja los impuestos y la regalía. Lógicamente, el Estado recibiría menos ingresos, en un principio, pero permitiría mayores inversiones para producir más petróleo que compensarían la baja de ingresos con una mayor producción.

 

 

La grafica anterior muestra la combinación del costo de producción y los impuestos. De los países en estudio, solo Nigeria (29 $/B) es superior  a Venezuela que se sitúa en 27.6 $/B. En Venezuela el government take está compuesto principalmente por: Regalías del 33 %, Impuesto sobre la renta de 50 %, contribuciones especiales, participación en precios altos del petróleo, otros. Una reducción del 50 % del total de impuestos, pondría a Venezuela en un nivel de 18 $/B, muy similar al nivel de Rusia, y por debajo de USA, Nigeria y Canadá.

Como corolario podemos indicar que la vía expedita para obtener una mayor competitividad de la industria de los hidrocarburos venezolana es modificar hacia la baja los impuestos (government take). Esta acción les proporciona mayor  interés a los inversionistas al rendirles mayores beneficios sobre lo invertido.

El cambio de paradigma es:

Permitirle a los inversionista un mayor beneficio, implica mayores inversiones, y por ende mayores beneficios al Estado. Lo contrario, es frenar las inversiones que es lo que ha sucedido en Venezuela en los últimos 20 años.

 

  

ANEXO: Graficas complementarias

 

 

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[1] Government take: Es la participación del gobierno en el flujo de recursos asociado a un proyecto específico, normalmente expresado en términos porcentuales. En otras palabras, corresponde al precio que los inversionistas están dispuestos a ofrecer para obtener acceso exclusivo a los contratos de áreas de exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas. Dicho ‘precio’ es determinado por las fuerzas del mercado a través de: i) la oferta de concesiones y áreas de contrato por los gobiernos y ii) la demanda por concesiones y áreas de contrato por parte de las empresas.

La Transicion Energetica, Tendencia Global Inevitable para Venezuela

Venezuela. Emisiones de Metano (CH4) (2022)

Por: Nelson Hernández

 • Para el 2022, a nivel mundial, Venezuela ocupa los lugares 14, 4 y 8 en emisiones de metano (CH4) provenientes de fugas, quema y venteo de gas, respectivamente.

Hasta el 2014, la reducción de las emisiones atmosféricas del CH4 no estaba entre las acciones principales para mitigar el cambio climático. Es en el 2015 (COP21) cuando se los países acuerdan establecer programas para reducir las emisiones de CH4, debido a que este gas de efecto invernadero, aunque dura poco en la atmosfera, su impacto en el calentamiento global es hasta 28 veces mayor que el que proporciona el CO2. En el COP26, 100 países se comprometen a reducir sus emisiones antropogénicas de este gas, en un 30 % para el 2030. 

La IEA, publico la semana pasada su informe referente al año 2022 sobre las emisiones mundiales de CH4, y el detalle para cada país. A nivel mundial, las emisiones de CH4 en el 2022, expresadas en kT (kilo toneladas) se situaron en 355984. Su distribución es la siguientes: En el sector agricultura, 141953 (39.9 %); energía, 133536 (37.5 %); desperdicios, 70759 (19.8 %) y otros 9737 (2.8 %). La grafica a continuación muestra el detalle de dichas emisiones.

Ver grafico ampliado y dinámico AQUÍ . 

En lo atinente a Venezuela, el total de emisiones fue de 4037 kT. La distribución de este total es como sigue: En el sector energía 2632 (65.2 %); en agricultura 1015 (25.1 %); en desperdicios 380 (9.4 %) y otros 11 (0.3 %). En resumen, el 75 % de las emisiones de CH4 provienen del sector energía. La grafica a continuación muestra el detalle de dichas emisiones.

Ver grafico ampliado y dinámico AQUI 

Merece especial mención las emisiones de CH4 provenientes del sector hidrocarburos, los cuales totalizan 2630 kT, y cuya distribución es la siguiente: quemado 587 (22.3 %), fugitivo 266 (10.1 %) y venteado 1777 (67.6 %). Por otra parte, el 84.3 % (1499 kT) del gas venteado ocurre en las instalaciones petroleras en tierra, principalmente en los campos del norte de Monagas. Estas 1499 kT de metano equivalente, son iguales a 80.6 GPC equivalente. El gas metano venteado en el 2022, es superior en un 41 % al venteado en el 2021, que se situó en 1058 kT.

A nivel mundial, Venezuela ocupa el puesto 17, con una emisión del 1.1 % del total global (Ver grafica siguiente). Los 20 primeros países totalizan el 73 % de las emisiones totales. Lideriza la jerarquización, China con 55674 kT (15.6 % del total). Le siguen: USA 31833 (8.9 %), India 29665 (8.3 %), Rusia 24354 (6.8 %) y Brasil 19963 (5.6 %). El liderazgo de China está asociado a su uso intensivo del carbón (en la generación eléctrica y de calor) con emisiones de metano de 21028 kT, a la agricultura con 18501, a los desperdicios con 10424 y otros con 5721 kT.

La grafica anterior, muestra las emisiones de metano correspondientes al sector hidrocarburos, clasificados como fugitivo, quemado y venteado. En esta jerarquización, Venezuela ocupa las posiciones 14, 4 y 8; respectivamente. El total de las emisiones de Venezuela en este sector es de 2630 kT, que corresponden al 65 % del total emitido en el año 2022. 

El gobierno venezolano ha presentado planes para reducir estas emisiones, sobre todo las correspondientes al venteado, pero a la fecha no ha tenido éxito. Para el año 2022, PDVSA reporto un volumen arrojado a la atmosfera de 1715 MPCD (281 kBDPE). Estas emisiones además de tener un costo ecológico, tienen un costo económico que ronda los 6.7 G$ al año. 

Finalmente, las emisiones de metano es un problema a resolver dentro de las acciones de mitigación del cambio climático. Venezuela debe actuar en esa dirección a objeto de cumplir con la Agenda 2030 y obtener el beneficio al poder monetizar un recurso energético que no se esta aprovechando.

VENEZUELA y la COP27

Venezuela. Reservas de hidrocarburos, desarrolladas y no desarrolladas

Venezuela. Aumento del Potencial de Producción de Petróleo

La Importancia de los Taladros en la Industria de los Hidrocarburos

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Industria Hidrocarburifica. Daños ambientales (derrames)

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