Ecuador LNG Terminal

SYCAR LLC is working with a mayor LNG Trading firm for the development of a LNG import terminal for Ecuador, South America.

The project includes port facilities for the berthing of an a FSRU to supply RLNG to the Ecuadorian electric and industrial markets.

This project is intended to introduce Natural Gas to the Ecuadorian energy matrix as a phase 1 for a future onshore LNG storage terminal.

The project is being developed for Bajo Alto in El Oro Province, this is a privileged location, with water depths of 36 feet average sheltered in inland waters with access to serve the needs for Natural Gas for the south part of the country.

This location has being assessed from a maritime point of view and it benefits of benign conditions to work 365 days a year, as of today the project has been awarded a concession from the Undersecretary of Ports as well as the FSRU operation approval from the Secretary for the Regulation and Control of Hydrocarbons in Ecuador, we are now in the process of environmental licencing , which we expect to have by the fourth quarter of 2020.

Horizontal Directional Drilling (HDD)

We are investing in the development of a new HDD Business Unit for Optic Fiber Conduit and Underground Utilities.

Telecom companies in the USA are developing an aggressive plan to install optic fiber to manage the future speed needed for the “internet of things”.

Cities as well are developing and actualizing master plans for the installation of optic fiber as long term strategies to become Smart Cities in near the future.

Conduit is installed with HDD (Horizontal Directional Drill) equipment, being the least invasive technology available today.

The projection is that the optic fiber market will have a valuation of +100 billion by 2022, and the tendency is for other utilities to be installed with HDD as well (telephone, water, power, sewage, etc).

PDVSA Gas Comunal, Project and Quality Control Management

SYCAR LLC was the project and QAQC control manager for the manufacturing of 800.000 LPG 10 Kg Cylinders in China for the Venezuelan Market.

The project required the coordination of five different manufacturers for cylindres as well as five valve manufacturers.

TUV Rheinland from Germany acted as a third party inspection company for the QAQC process following the Venezuelan COVENIN standards.

These cylinders are of extreme importance for the efficient operation of PDVSA Gas Comunal in Venezuela as the main supplier of LPG for the country.

Orinoco Oil Belt, Venezuela, Development study for Junín Oil Fields

Modelo integral de desarrollo para bloques Junín 1, Junín 2 y Junín 3 de la Faja Petrolífera del Orinoco FPO

En el ano 2014 se firmaron dos memorandos de entendimiento entre J&F Investimentos de Brasil y PDVSA para el desarrollo de estudios conjuntos para el desarrollo de los bloques Junín 1 y Junín 3 de la Faja Petrolífera del Orinoco, FPO y posteriormente se firmó un Convenio de Confidencialidad con la empresa Petromacareo para recibir la información de dicha empresa y evaluar la posibilidad de estudiar los campos Junín 1, Junín 2 y Junín 3 como un Cluster de Producción.

SYCAR desarrollo para J&F Investimentos es estudio de prefactibilidad como base del estudio conjunto entre J&F y PDVSA.

Para este estudio se hizo una evaluación completa de los Data Packs de los tres bloques, J&F Investimentos procedió a realizar un evaluación de su contenido.

Petromacareo por su parte es una empresa mixta ya constituida en el año 2010, formada por CVP (60%) y Petrovietnam (40%) para desarrollar las reservas del bloque Junín 2. Dentro de lo más relevante en el análisis de la empresa Petromacareo está la información referente al plan de captura de información (2011– 2012) que permitió evaluar de mejor manera los modelos de subsuelo y soportar el plan de desarrollo de los tres bloques en un modelo tipo cluster.

Del mismo modo se pudo constatar en Petromacareo la realidad de los primeros esfuerzos de producción en comparación a lo proyectado originalmente, siendo lo más relevante el diferencial entre el promedio de producción real de los pozos perforados, los cuales en su predicción inicial estimaban volúmenes de producción de 700 a 1000 barriles diarios de crudo, obteniendo volúmenes reales de 150 a 250 barriles diarios.

El objetivo de estos análisis fue plantear una estrategia de desarrollo que logre mejores resultados de los tres bloques en conjunto, concentrando gran parte del esfuerzo al análisis geológico y geofísico tratando de reducir la incertidumbre al máximo y así lograr definir de mejor manera las áreas de incidencia de crudo y los objetivos geológicos a explotar para finalmente simular una curva de producción más ajustada a la realidad con la información disponible.

Una vez obtenido estos resultados se desarrollo un estudio de las mejores opciones de facilidades de producción tomando en cuenta el número y la localización de macollas, las facilidades de acceso (vialidad) y facilidades de campo (vivienda y operación) así como el transporte de crudo y su tratamiento primario en el CPF y el transporte del DCO y su mejoramiento en Jose, Venezuela.

El enfoque fue lograr desarrollar un proyecto que tenga niveles de inversión que faciliten la monetización de las reservas de los bloques de manera rentable tomando en consideración el ambiente mundial de negocios al que está expuesta la industria del petróleo venezolana y los niveles de precios del crudo actual.

Con este enfoque se planteó el desarrollo de un mejorador de 100 KBD para la producción final de +/- 280 KBD de crudo MEREY 16 para el mercado internacional priorizando la inversión en producción (Macollas, Pozos, Transporte, CPF), moderando la inversión en mejoramiento, manteniendo los compromisos y requerimientos de inversión social y manteniendo la rentabilidad del proyecto global.