Ecopetrol
firmó contrato con Schlumberger para recuperar 10 millones
de barriles adicionales de Casabe LOS CAMPOS "MADUROS" SON LA NUEVA OPCIÓN PETROLERA
Bogotá, 30 jun (SNE). La famosa frase de "la experiencia
de los viejos la desean los jóvenes" podría
estar aplicándose a la nueva tendencia petrolera mundial.
Y es que la estrategia petrolera en todo el mundo, en los últimos
años, ha cambiado. La búsqueda de nuevos hallazgos
ya no es una prioridad tajante como hace algunas décadas
y las multinacionales evalúan con mucha cautela cada peso
que invierten.
Las condiciones geológicas, económicas y estratégicas
que hacen cada día más difícil, arriesgado
y costoso encontrar grandes yacimientos petroleros, han llevado
a mirar nuevamente los campos "viejos" o maduros, es
decir aquellos que ya están o han estado en producción
y están en su fase de declinación.
De acuerdo con la agencia internacional IHS, que realiza análisis
del sector petrolero, de los 161 billones de dólares que
se invirtieron en exploración y producción en el
mundo durante el 2002, 86 billones de dólares, es decir
el 53 por ciento, fueron para desarrollo y producción,
el 24 por ciento para la adquisición de reservas y sólo
el 23 por ciento para la búsqueda de nuevos hallazgos.
De hecho, la misma agencia advierte que el 75 por ciento de
las nuevas reservas petroleras en el mundo corresponde a campos
maduros y sólo el 25 por ciento a nuevos descubrimientos.
Por eso, no es extraño observar cómo dentro de
la estrategia de Ecopetrol S.A., los campos "viejos" se
convierten en una herramienta fundamental para tratar de mantener
el mayor tiempo posible la autosuficiencia petrolera del país.
Muestra de ello son dos campos de gran importancia en la historia
petrolera de Colombia: Casabe y La Cira-Infantas. El primero
de ellos ubicado en el departamento de Antioquia en la frontera
con Santander, fue el primer proyecto de recuperación
secundaria. El segundo, uno de los tres hallazgos más
importantes del país, está ubicado en el Magdalena
Medio.
Para el campo Casabe Ecopetrol S.A. ya firmó un acuerdo
comercial con la compañía Schlumberger que pretende
aplicar tecnología moderna y perforar seis pozos más
con el fin de recuperar diez millones de barriles adicionales,
en una etapa piloto.
Este contrato le permite a Ecopetrol continuar como operador
del campo y beneficiarse al mismo tiempo de la experiencia de
una compañía de servicios de alta tecnología
que ha realizado trabajos similares en Venezuela, Estados Unidos
y Brasil, para mejorar la explotación de los campos.
Casabe, que fue descubierto en 1941 alcanzó su mayor
producción en 1956 con 46 mil barriles diarios pero posteriormente
en los años 70 en su etapa de declinación llegó sólo
a 4.400 barriles por día y fue cuando se le invirtieron
300 millones de dólares para recuperar 70 millones de
barriles adicionales.
Hace tres años, Ecopetrol vio allí una posibilidad
de obtener nuevas reservas de hidrocarburos y junto con Schlumberger
realizó un estudio del campo y para ello determinó elaborar
un proyecto de aplicación tecnológica para ampliar
el factor de recobro.
"Casabe se caracteriza por un bajo nivel de recobro (24
por ciento) y la disponibilidad de infraestructura de almacenamiento,
tratamiento e inyección de agua, sin contar que está a
unos seis kilómetros de la Refinería de Barrancabermeja",
explicó Ecopetrol.
REVIVE LA CIRA-INFANTAS
Si se hablara de la historia petrolera de Colombia, necesariamente
se tendría que hablar de los campos La Cira-Infantas,
ubicados en la parte central de la primera concesión petrolera
denominada Concesión de Mares, al oriente del río
Magdalena y al sur del río Sogamoso.
Estos campos, que se manejan como si fuera uno solo, han generado
más de 800 millones de barriles de petróleo desde
su descubrimiento y actualmente cuenta con 1.703 pozos, de los
cuales 572 son productores y 60 son inyectores de agua.
De acuerdo con las investigaciones realizadas por la estatal
petrolera, este campo cuenta con las mayores reservas petroleras "in
situ" del país, es decir reservas en el sitio, estimadas
en 3.500 millones de barriles.
Pese a lo anterior, el factor de recobro o lo que se ha podido
extraer de él es muy poco. Se calcula que de cada diez
barriles que están en el subsuelo de esta área,
sólo dos se han podido extraer.
Buena parte de ese resultado se debe a la falta de tecnología
y procesos adecuados que permitan aumentar el nivel de recobro.
Por eso, este campo sigue considerándose como uno de los
más apetecidos de Colombia.
Hoy, cuando el campo está en su etapa de agotamiento
y sólo produce 5.500 barriles diarios, luego de haber
llegado a 60.000 por día en los años 60, la posibilidad
de obtener un buen número de reservas es alto y por eso
se quiere "revivir".
"Para tener una dimensión de lo que podrá significar
el proyecto La Cira-Infantas se puede destacar que por cada punto
porcentual en el que se mejore el factor de recobro, se incorporarían
35 millones de barriles de reservas adicionales", explicó Ecopetrol.
Con el fin de incentivar el aumento en el recobro de reservas
de este campo y al mismo tiempo realizar actividades exploratorias
en áreas aledañas, la estatal petrolera invitó el
año pasado a ocho firmas internacionales de reconocida
experiencia en este tipo de proyectos.
Entre BP, Total, Chevron-Texaco, Nexen, China Nacional Oil Corporation
y Occidental de Colombia, se escogió la compañía
con la cual se suscribió un acuerdo de intención
para analizar la viabilidad técnica y comercial que permita
estructurar un proyecto de aplicación tecnológica
y recobro incremental en el campo.
Ahora hay que esperar los resultados de dicho análisis
para que La Cira-Infantas "reviva" y contribuya a incorporar
nuevas reservas de hidrocarburos al país.
