Julio A. López, editor jefe
Un activo que merece una nueva evaluación
El Campo Corocoro, históricamente operado por Petrosucre, representa uno de los activos petroleros costa afuera de Venezuela que podrían adquirir especial relevancia ante una eventual nueva etapa de inversión en el sector de hidrocarburos. La documentación técnica analizada muestra una combinación poco frecuente: reservas remanentes identificadas, infraestructura offshore instalada, proyectos de desarrollo previamente conceptualizados y oportunidades para recuperar e incrementar la producción.
Para un potencial inversionista, sin embargo, el atractivo del activo no debe medirse únicamente por los barriles que permanecen en el subsuelo. El verdadero análisis debe integrar cuatro variables: reservas recuperables, condición actual de las instalaciones, inversiones requeridas para rehabilitar y desarrollar el campo, y capacidad efectiva para convertir esas inversiones en producción comercial.
La información de Petrosucre ofrece datos relevantes sobre esos cuatro componentes, aunque una parte importante de sus proyecciones corresponde a planes elaborados años atrás y, por tanto, debe interpretarse como referencia técnica que requiere actualización antes de utilizarse como base para una decisión de inversión.
Una infraestructura offshore ya desarrollada
Uno de los principales elementos de valor de Corocoro es que no se trata de un descubrimiento que deba comenzar desde cero. La documentación describe una infraestructura costa afuera desarrollada alrededor de la plataforma de cabezales de pozos WHP, la plataforma 4F, los sistemas de tuberías submarinas y la unidad flotante de almacenamiento Nabarima.
La lámina técnica atribuye al FSO Nabarima una capacidad de 1,3 millones de barriles y señala la existencia de dos tuberías submarinas de 12 pulgadas y de aproximadamente 22 kilómetros de longitud: una destinada al transporte de crudo desde la plataforma hacia el Nabarima y otra para transportar agua en sentido contrario.
La plataforma 4F fue concebida para manejar 70.000 barriles diarios de crudo, 80.000 barriles diarios de agua y una capacidad de inyección de agua de 120.000 barriles diarios. La configuración también contempla sistemas de compresión para el levantamiento artificial por gas e inyección en los yacimientos.
La WHP, por su parte, se asocia con 17 pozos productores, cinco inyectores de agua y dos pozos de gas destinados a la reinyección. Esta infraestructura instalada constituye, sobre el papel, una ventaja frente a un desarrollo greenfield, aunque la presentación no proporciona una evaluación actual de la integridad mecánica que permita determinar cuánto de ella puede reincorporarse a operaciones sin una rehabilitación significativa.
120,9 millones de barriles de reservas remanentes probadas
La dimensión de la oportunidad comienza a apreciarse con mayor claridad al analizar las reservas. La documentación presenta un petróleo original en sitio (POES) de aproximadamente 1.152,8 millones de barriles y reservas primarias calculadas en 241,9 millones de barriles.
La producción acumulada indicada alcanza los 120,99 millones de barriles, dejando 120,9 millones de barriles de reservas probadas remanentes. De ellas, 62,9 millones están clasificadas como desarrolladas y 58 millones como no desarrolladas. Adicionalmente, la presentación identifica 36,21 millones de barriles de reservas probables y 10,09 millones de barriles de reservas posibles.
Desde la perspectiva de inversión, resulta especialmente interesante que prácticamente la mitad de las reservas probadas remanentes aparezcan como no desarrolladas. Eso indica potencial de crecimiento, pero también implica necesidades de capital, de perforación e infraestructura.
Además, hay una advertencia fundamental: la propia lámina señala que las cifras corresponden a un “cierre preliminar” de la proyección de reservas según el Libro 2019. Por ello, estos volúmenes deberían someterse a una nueva evaluación técnica y económica antes de considerarlos reservas comercialmente recuperables bajo las condiciones actuales.
Fase I: recuperar producción utilizando la infraestructura existente
La primera oportunidad de crecimiento planteada por Petrosucre se concentra en la denominada Fase I. El desarrollo original comprendió 24 pozos asociados a las arenas 70A, 70B y 70E, así como una infraestructura compuesta por WHP, instalaciones de producción y de almacenamiento offshore.
Según la presentación, el programa de perforación original culminó en 2011 con 17 productores, 5 inyectores de agua y 2 de gas. Sin embargo, la tabla incluida en la documentación muestra posteriormente que hay 0 pozos activos, un dato particularmente importante para cualquier inversionista, ya que evidencia la magnitud del proceso de recuperación que podría requerir el campo.
El plan contemplaba perforar tres localizaciones —BP06, 6AST y 7AST— para incorporar aproximadamente 9.000 barriles diarios y drenar unos 17 millones de barriles de reservas.
Tres pozos para incorporar 9.000 barriles diarios
La estrategia específica de la Fase I permite observar con mayor claridad la naturaleza del proyecto. Petrosucre contemplaba perforar tres pozos productores, adecuar e instalar tres monoplataformas metálicas e incorporar líneas submarinas flexibles, fibra óptica y conexiones eléctricas y de gas.
Las localizaciones identificadas son 6AST, 7AST y BP-06. El alcance incluye ingeniería, procura y construcción orientadas al mantenimiento y a la recuperación de la producción.
La estimación presentada atribuye a estas tres localizaciones una producción conjunta de aproximadamente 9.000 barriles diarios.
Para un inversionista, esta etapa podría representar, conceptualmente, la vía de menor escala para comprobar nuevamente el comportamiento productivo del activo antes de comprometer capital en una expansión considerablemente mayor.
Fase II: el verdadero proyecto de expansión
La Fase II representa una intervención considerablemente más ambiciosa. El proyecto plantea desarrollar el sector occidental del campo mediante ocho pozos productores y seis pozos inyectores, una nueva plataforma WHP-C, facilidades para procesamiento primario y aproximadamente 4.500 metros de corredor de tuberías y servicios entre WHP-C y la infraestructura existente.
La documentación asigna a los yacimientos 70A y 70B aproximadamente 269,3 millones de barriles de petróleo original en sitio y una producción acumulada indicada de 41,1 millones de barriles.
La importancia económica de esta fase radica en que no se limita a rehabilitar la producción existente: pretende extender el desarrollo del campo a reservas que requieren nueva infraestructura y perforación.
Una expansión diseñada para 16.000 barriles diarios
La estrategia de Fase II contempla una plataforma de tres niveles, ocho nuevos productores, seis inyectores de agua, medición fiscal y nuevas líneas submarinas de 6 pulgadas para LAG, 8 pulgadas para agua y 16 pulgadas para flujo multifásico.
El corredor submarino previsto tiene aproximadamente 4.550 metros y conectaría la nueva WHP-C con la infraestructura existente.
Petrosucre estimó para este desarrollo una incorporación de aproximadamente 16.000 barriles diarios.
Desde el punto de vista de un inversionista, esta segunda fase cambia la escala financiera del proyecto. Ya no se trata fundamentalmente de reactivar pozos, sino de ejecutar ingeniería, procura, construcción offshore, perforación y sistemas de manejo e inyección.
El objetivo histórico: superar los 38.000 barriles diarios
El plan de negocios 2027-2037 ofrece una visión integrada de lo que Petrosucre esperaba lograr, combinando la recuperación de la producción base con nuevos desarrollos.
La empresa proyectaba recuperar una base de 13.700 barriles diarios e incorporar otros 9.000 barriles diarios mediante la Fase I y 16.000 barriles diarios mediante la Fase II. Bajo ese escenario, el documento contemplaba alcanzar una producción diaria máxima de aproximadamente 38.030 barriles.
Para 2037, al final del período contractual considerado en esa planificación, Petrosucre estimaba una producción promedio de 23.810 barriles diarios y una producción acumulada total de 108,33 millones de barriles.
Estas cifras constituyen objetivos del plan original, no una proyección independiente de la producción futura. Para valorar actualmente el activo, sería indispensable reconstruir la curva con información actualizada sobre la presión de yacimiento, el comportamiento de los pozos, las reservas, la integridad de las instalaciones y un nuevo calendario de inversiones.
El gas asociado también forma parte de la ecuación
El desarrollo de Corocoro no puede evaluarse exclusivamente desde la perspectiva del petróleo. La documentación incorpora un perfil específico de producción de gas asociado y distingue los aportes correspondientes a la producción base, el mantenimiento y el crecimiento.
El plan muestra referencias de producción de gas de 15,37; 7,20 y 15,03 MMPCND para los puntos destacados en la gráfica, dentro de una curva proyectada hasta 2037. La presentación, sin embargo, no proporciona en esta lámina una monetización detallada del gas ni permite concluir, por sí sola, cuál sería su contribución económica independiente del proyecto.
El manejo de agua será una variable operacional crítica
La producción de agua constituye otro componente relevante del desarrollo. La planificación muestra una evolución del perfil de agua a lo largo de la vida del proyecto, con cifras destacadas de 5,68, 5,54 y 19,06 MBD en distintos puntos de la curva.
Este componente no es secundario. La capacidad de separación, tratamiento, transporte e inyección de agua puede convertirse en una restricción operacional para un campo maduro y afecta directamente tanto los requerimientos de infraestructura como los costos de operación.
La infraestructura histórica de Corocoro fue diseñada precisamente con una capacidad importante para el manejo e inyección de agua, pero cualquier reactivación requeriría verificar el estado real de esos sistemas.
CAPEX: una referencia cercana a US$900 millones
La dimensión financiera se vuelve más clara en el programa de inversiones. La tabla de CAPEX de Petrosucre arroja un total aproximado de US$899,97 millones para el período considerado.
Entre las partidas más significativas figuran aproximadamente US$261,75 millones en perforación de desarrollo, US$170,65 millones en perforación de avanzada, US$181,85 millones en recuperación secundaria y US$241,52 millones en instalaciones de producción, además de inversiones relacionadas con oleoductos, terminales, levantamiento artificial y telecomunicaciones.
Para un potencial inversionista, esta cifra probablemente es uno de los datos más importantes del documento, pero no debe interpretarse como el costo actual de reactivar Corocoro. Es el CAPEX del plan presentado por Petrosucre y tendría que actualizarse mediante una nueva estimación de costos, del alcance de la rehabilitación y de las condiciones de los equipos.
OPEX y competitividad económica
El documento también presenta una estructura detallada de gastos operacionales. La proyección totaliza aproximadamente US$462,25 millones en costos de producción durante el horizonte presentado y muestra variaciones significativas en el costo operacional por barril.
La tabla señala costos de US$8,92 por barril al comienzo de la serie, posteriormente, US$8,83 y US$5,54, para descender hasta niveles cercanos a US$3,50-US$4,44 en determinados años y terminar en torno a US$5,34 por barril.
Estas cifras resultarían atractivas si pudieran reproducirse en las condiciones actuales. No obstante, deben considerarse las proyecciones históricas del operador. Una valoración contemporánea debería incorporar los costos de rehabilitación, logística offshore, mantenimiento, personal, seguros, servicios petroleros y cualquier cambio contractual o fiscal aplicable.
La Fase I como posible puerta de entrada
La lámina resumen de Petrosucre vuelve a concentrar la Fase I en torno a las tres localizaciones BP-06, 7AST y 6AST, la instalación de tres monoplataformas y las correspondientes conexiones submarinas.
Esa configuración permite visualizar una posible estrategia escalonada: primero rehabilitar la infraestructura indispensable, comprobar las condiciones reales del campo y ejecutar el desarrollo incremental de menor escala antes de avanzar hacia una expansión mayor.
La información, sin embargo, no incluye una evaluación económica actualizada que permita determinar que esa sea necesariamente la estrategia óptima hoy. Esa conclusión requeriría ingeniería y evaluación financiera adicionales.
Fase II: la opción para cambiar la escala del activo
La última lámina sintetiza el concepto de Fase II: WHP-C, ocho pozos productores, seis inyectores de agua, medición fiscal, plataforma de tres niveles y nuevas líneas submarinas para flujo multifásico, agua y gas.
En términos estratégicos, esta etapa representa el salto de una recuperación limitada a una expansión integral de Corocoro. La nueva infraestructura permitiría atacar una porción adicional del recurso y elevar significativamente la capacidad productiva del campo.
La lectura para un potencial inversionista
El principal atractivo de Corocoro radica en la combinación de reservas remanentes, infraestructura construida y proyectos de expansión ya definidos. Según las cifras de la presentación, existen 120,9 millones de barriles de reservas probadas remanentes, a los que se suman 36,21 millones de barriles probables y 10,09 millones de barriles posibles. Al mismo tiempo, el plan histórico contemplaba recuperar la producción base e incorporar 25.000 barriles diarios adicionales mediante las fases I y II.
Pero precisamente allí aparece el principal riesgo del proyecto: existe una distancia considerable entre disponer de recursos y de proyectos conceptualmente definidos y disponer de un activo inmediatamente productivo.
La documentación revela que los pozos que originalmente integraban la Fase I llegaron a quedar inactivos. También muestra infraestructura offshore que, tras años de exposición marina y de discontinuidad operacional, requeriría una inspección exhaustiva antes de atribuirle un valor económico.
Por ello, un inversionista debería evitar valorar Petrosucre simplemente multiplicando las reservas por el precio del petróleo. El valor económico dependerá del capital necesario para recuperar las instalaciones, perforar de nuevo o intervenir en pozos, completar las fases de desarrollo y sostener la producción durante la vida económica del campo.
Un proyecto brownfield antes que una apuesta exploratoria
La característica que posiblemente distingue a Corocoro es que el riesgo principal que presenta esta documentación no radica en determinar si existe petróleo. La presentación describe yacimientos conocidos, producción acumulada, reservas remanentes, infraestructura y localizaciones de desarrollo.
En ese sentido, el proyecto debe analizarse fundamentalmente como una oportunidad de brownfield offshore: recuperar, rehabilitar, perforar y ampliar un activo existente.
Eso puede representar una ventaja considerable frente a un proyecto exploratorio, porque parte del riesgo geológico ya se redujo históricamente. A cambio, introduce otro conjunto de riesgos: la integridad de los activos, la recuperación efectiva de pozos, la disponibilidad de equipos, los costos de rehabilitación y la ejecución offshore.
Lo que debe verificarse antes de invertir
Antes de cualquier decisión de inversión, sería necesario realizar una due diligence técnica independiente que actualice, como mínimo, las reservas y los recursos; la condición mecánica de los pozos; la integridad de WHP y de la plataforma 4F; el estado de las tuberías submarinas; la condición y la disponibilidad de los sistemas de almacenamiento; la capacidad de inyección de agua y gas; las instalaciones eléctricas y de control; los requerimientos de abandono; y los costos actuales de las fases I y II.
También sería indispensable reconstruir el modelo económico utilizando los precios, CAPEX, OPEX, la fiscalidad, la estructura contractual y el calendario de ejecución actuales.
La propia presentación demuestra por qué. Las reservas se basan en una proyección preliminar asociada al Libro 2019, mientras que el plan económico se refiere fundamentalmente al horizonte 2022-2032.
Conclusión: reservas conocidas, pero el valor dependerá de la ejecución
Corocoro presenta características que despiertan interés entre operadores e inversionistas especializados en la recuperación de activos maduros y en desarrollos costa afuera. La existencia de reservas remanentes probadas, infraestructura instalada y proyectos de crecimiento identificados reduce algunas de las incertidumbres que normalmente acompañan a una inversión petrolera desde cero.
La información de Petrosucre plantea, además, una ruta concreta: recuperar la producción base e incorporar aproximadamente 9.000 barriles diarios mediante la Fase I y otros 16.000 mediante la Fase II. Su plan anterior proyectaba un máximo de aproximadamente 38.030 barriles diarios.
Pero esos números no deben confundirse con una certificación del potencial productivo actual. Constituyen el punto de partida para una evaluación, no su conclusión.
Para un potencial inversionista, la pregunta decisiva ya no sería únicamente cuánto petróleo queda bajo Corocoro. La pregunta económicamente relevante es cuánto capital, cuánto tiempo y qué nivel de intervención serán necesarios para volver a convertir esos barriles en producción comercial.
Y esa respuesta determinará si Petrosucre representa simplemente un activo petrolero con una historia importante o una oportunidad real de inversión en una nueva etapa de la industria petrolera venezolana.
