Eni opera Junín-5: de 12.000 barriles a una meta de 400.000
Eni pasa de socio minoritario a operador único de Junín-5. Qué separa 35.000 millones en sitio de 400.000 b/d y cómo medir que la curva sea real.
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De 12.000 a 400.000: el mismo campo, otro trabajo
Eni y PDVSA firmaron el 2 de septiembre el Contrato de Participación Productiva de Hidrocarburos (CPPH) de Junín-5, en la Faja del Orinoco. El contrato reemplaza a la empresa mixta Petrojunín, donde Eni tenía 40% y PDVSA 60%. Le da a Eni, por 25 años prorrogables, la operación exclusiva del área con responsabilidad técnica, financiera y comercial (Eni, 2026). El campo produce hoy unos 12.000 barriles diarios. Eni y PDVSA prevén invertir cerca de 1.500 millones de dólares al año, y se espera llegar a 400.000 barriles diarios hacia 2030 (Reuters, 2026).
35.000 millones en sitio no son 35.000 millones por sacar
La cifra que más circula es la de 35.000 millones de barriles certificados. Es petróleo en sitio (Eni, 2026): lo que hay en el yacimiento, no lo recuperable ni lo que la instalación puede entregar. En crudo pesado del Orinoco solo una fracción de ese volumen es recuperable, y esa fracción depende de la tecnología de producción que se aplique. El límite no está en el recurso sino en la capacidad de superficie.
Pasar de 12.000 a 400.000 barriles diarios es multiplicar la producción por más de 33 en unos cuatro años. Equivale a montar un campo nuevo sobre uno viejo: pozos, facilidades de tratamiento, manejo de diluente y transporte. Descalzi anunció que el primer pozo empezaría a perforarse al día siguiente de la firma (Reuters, 2026). Aun así, los 400.000 son una proyección: Reuters los reporta como producción esperada, no como un volumen comprometido en cifras públicas (Reuters, 2026).
El barril diluido no es el barril producido
El crudo pesado suele necesitar diluente mezclado para poder moverse, así que el volumen que sale por la brida de venta no es todo producción. Si nadie mide aparte el diluente que entra, la curva del ramp-up se infla sola: sube la mezcla, no la producción. Con un operador único a cargo de la gestión comercial, la cadena de medición deja de ser compartida y pasa a ser su evidencia.
Para quien opera, presta servicio o suministra en Junín-5, esto es lo que se monta y en qué orden:
- Congelar la línea base ahora, con prueba de pozo individual sobre los ~12.000 barriles de hoy: sin ese punto de partida por pozo, el crecimiento no se puede atribuir.
- Medir el diluente en su propio punto de inyección, con medidor dedicado y telemetría, antes de que el volumen de mezcla crezca.
- Instalar medición de prueba por macolla (separador de prueba o medidor multifásico) con envío automático de datos, en paralelo con cada nuevo grupo de pozos y no después.
- Reconciliar la asignación contra el punto fiscal cada mes: la suma de lo asignado a pozos contra lo medido en transferencia de custodia.
La curva de 400.000 se audita en tres puntos
La unidad es el barril diario de crudo neto: la mezcla medida menos el diluente inyectado, corregida por agua y sedimento (BS&W). La línea base es la producción por pozo verificada al arranque del contrato. Los instrumentos van en tres puntos: la inyección de diluente, la prueba por macolla y la medición fiscal.
El monitoreo se sostiene con dos indicadores mensuales. El primero es el factor de asignación, que divide lo medido en el punto fiscal entre la suma de lo asignado a los pozos y debe mantenerse cercano a uno. El segundo es la proporción de pozos activos con prueba vigente. Si el factor se aleja de uno a medida que entra producción nueva, la curva hacia 400.000 se está escribiendo con números que nadie puede auditar.
Fuentes
- Eni — Eni signs strategic contract in Venezuela and becomes Operator of the super giant Junín-5 oil field
- Reuters (vía EnergyNow) — Italy’s Eni doubles down in Venezuela with rising hope of recovering debt
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