Ecopetrol confirma nuevo hallazgo de crudo en Arauca

El pozo Andina Norte-1, ubicado en Tame Arauca, es operado por Parex Resources Inc. que cuenta con el 50% de participación en el bloque Capachos, y su socio es Ecopetrol que posee el 50% restante.

El pozo Andina Norte-1, ubicado en Tame Arauca.
Por: Lupe Mouthón @lupemouthon

El pozo Andina Norte-1, ubicado en Tame Arauca, es operado por Parex Resources Inc. que cuenta con el 50% de participación en el bloque Capachos, y su socio es Ecopetrol que posee el 50% restante.

Ecopetrol S.A. y Parex Resources Inc. confirmaron el hallazgo de hidrocarburos en el pozo Andina Norte-1 a una profundidad de 18.852 pies, donde se evidenció la presencia de crudo y gas en las formaciones Guadalupe y Une.

Andina Norte-1, ubicado en Tame Arauca, es operado por Parex Resources Inc. que cuenta con el 50% de participación en el bloque Capachos, y su socio es Ecopetrol que posee el 50% restante.

“La presencia de crudo liviano en Andina Norte-1 ratifica que esta es una zona de gran prospectividad para Colombia, donde esperamos seguir consolidando hallazgos y posteriores desarrollos que nos permitan seguir aumentando las reservas de crudo y gas para los colombianos”, dijo Felipe Bayón Pardo, presidente de Ecopetrol.

De acuerdo con lo informado por las compañías, la prueba de producción del pozo en la formación Guadalupe comenzó el 5 de junio de 2019 y a la fecha se han recuperado 9.398 barriles de petróleo liviano de 40 °API, así como 14 millones de pies cúbicos acumulados de gas natural. Durante un período de 81 horas, la tasa promedio de producción del pozo fue de 2.785 bpd y 4,3 msfd.

Además, se evaluó la formación Une por un período de 63 horas, en el que se lograron recuperar 1.631 barriles de petróleo, de 37 °API, y 3.9 millones de pies cúbicos de gas natural. La tasa promedio de esta formación fue 621 bpd y 1,5 msfd de gas.

La plataforma de perforación se destinará luego para realizar el pozo Andina-3. En la actualidad la producción del bloque Capachos es de 5.100 bpd. En 2019, el operador informó que espera aumentar la capacidad de manejo de fluidos del campo.

 

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