GUANDO LLEGA A SUS 15

Desde su nacimiento, a Guando parecía perseguirlo el síndrome de la Cenicienta: los comentarios no le favorecían, muy pocos creían en su potencial y no se le auguraba buen futuro.
Para completar, su nombre procedía del vocablo que los indígenas utilizaban para referirse a un espanto.
Hoy en día, cuatro años después y con 82 pozos perforados, Guando se ha convertido en el campo petrolero de mayor crecimiento dentro de los existentes en el país.
De hecho, Guando se ha ganado un lugar de honor entre los cuatro campos petroleros más importantes de Colombia al producir actualmente un promedio de 27 mil barriles de aceite por día, siendo superado ú nicamente por los gigantes encontrados en la cuenca de los llanos Orientales:
Caño Limón (Arauca), Cusiana-Cupiagua (Casanare) y Castilla (Meta).
Pero, ¿cómo se llegó a este resultado?, ¿ qué permitió pasar de unas reservas probadas inicialmente estimadas en 34 millones de barriles, a contar con una alta probabilidad de obtener un recobro cercano a los 95 millones de barriles al límite económico del campo?, ¿qué ha posibilitado que un yacimiento de baja energía brinde niveles de rendimiento tan altos?

La respuesta a estas preguntas es una mezcla de buenas decisiones por parte de las tres petroleras que suscribieron el contrato de Asociación Boquerón (Ecopetrol, Nexen y Petrobras, esta última operadora del campo) con un aporte importante de gestión tecnológica.
De acuerdo con los entendidos, el factor que más ha contribuido al éxito hasta el momento es la estrategia formulada en la fase pre-comercial por los tres socios y su desarrollo implementado a medida que se ha ido conociendo el yacimiento.
Y en este sentido, literalmente, es mucha el agua que ha corrido desde la etapa temprana de desarrollo de este campo localizado en inmediaciones de la turística población de Melgar (Tolima).
Desde que se determinó con claridad que se requeriría un proceso de recuperación secundaria, se intentó madurar una estrategia óptima de desarrollo del campo, la cual involucró además técnicas de estimulación de pozos mediante fracturamientos hidráulicos y mejoramiento en los sistemas de levantamiento. Todo este proceso ha conllevado a una óptima respuesta del yacimiento.

A ‘FULL INJECTION’

Debido a que el yacimiento posee una presión anormalmente baja, es decir que no es fácil que el petróleo acumulado en el subsuelo fluya a la superficie, se han aplicado técnicas de inyección periférica y por patrones, para mejorar el proceso de extracción del crudo.
El proceso de inyección de agua se ha desarrollado de manera gradual iniciando con 1.000 barriles de agua por día, hasta alcanzar a la fecha 30 mil barriles de agua por día, los cuales son tomados del río Sumapaz, construyendo para ello un acueducto, el cual entró en funcionamiento el 2 de febrero de 2003. Debido a las estrategias mencionadas, el factor de recobro del campo se ha incrementado de un 10% a 24%



Para mediados del próximo año se estima incrementar la inyección a 75 mil barriles de agua por día, nivel que se mantendrá durante todo el proceso de explotación del yacimiento.
De igual manera, se estima que las facilidades de producción asociadas a los 82 pozos con los que se cuenta actualmente aumentarán con las necesidades de agua por efecto de las conversiones de pozos productores a inyectores.

El manejo de esos volúmenes de líquido no sería posible sin una adecuada infraestructura. El gran número de carrotanques que se requería hace un par de años para transportar el petróleo dieron paso a un oleoducto que agiliza y optimiza el proceso de transporte y posterior venta del crudo.
El desarrollo del campo fue planteado inicialmente con un distanciamiento de 250 metros entre pozos, pero en la actualidad se está evaluando la posibilidad de reducir dicho espaciamiento a 145 metros.
El hecho de haber visualizado de una manera temprana el desarrollo del campo ha permitido realizar economías de escala, ya que el taladro perforador es de una tecnología tal que posibilita ahorros en la operación.



Los resultados de estas estrategias de desarrollo no se han hecho esperar: el campo Guando alcanzará sus primeros 15 millones de barriles de petróleo de producción acumulada a finales del presente año. Los profesionales del área de Yacimientos de la Vicepresidencia de Producción de Ecopetrol coinciden en que “hoy en día estamos viendo la cosecha de haber tomado las decisiones más acertadas en el pasado”.
De acuerdo con los pronósticos de desarrollo, la producción de Guando tenderá a estabilizarse entre 28 mil y 30 mil barriles de petróleo por día durante un tiempo antes de iniciar el gradual proceso de declinación.
Por todo ello, y considerando hasta ahora reservas aproximadas a los 93 millones de barriles, este yacimiento seguirá dando de qué hablar en lo que resta de esta década y buena parte de la próxima.
Con el paso del tiempo, lo que ha quedado demostrado es que Guando se ha ido convirtiendo en una de las estrellas operacionales dentro de la amplia gama de proyectos desarrollados en Colombia en el nuevo milenio. Y que, como en la famosa fábula de la niña por la que muy pocos apostaban, Guando sí se parece a la Cenicienta porque encontró la zapatilla que mejor le calzaba y tiene su porvenir asegurado.