En la fase de desarrollo, Ecopetrol participaría en el 45% de las inversiones que fueran necesarias y percibiría una participación base del 60% de la producción total del campo después de regalías.

Escogido el socio para desarrollar este campo maduro

Tibú le apunta a 100 más

Con Petrobras como aliado, Ecopetrol emprende el desarrollo de uno de los más legendarios campos de Colombia en busca de 100 millones de barriles adicionales en reservas.

Carlos Mario Rendón y Jennifer Cárdenas

Ecopetrol y el Consorcio Tibú, conformado por Petrobras Colombia y Petrobras Energía Internacional, llegaron en diciembre a un acuerdo para la realización del proyecto de desarrollo adicional del campo Tibú, ubicado en el Catatumbo, Norte de Santander.

La cristalización de esta alianza fue el resultado de un proceso en el que se interesaron varias compañías de talla internacional. La búsqueda del socio no fue una tarea fácil, ya que fue necesario encontrar una empresa petrolera que, además de cumplir con los requisitos específicos propios del manejo de proyectos de recobro adicional, le ofreciera a Ecopetrol y al país la mejor alternativa en términos de rentabilidad. Al final, Petrobras fue la seleccionada.

El proyecto se desarrollará dentro del área que actualmente tiene el campo Tibú y se ejecutará en tres partes. La primera y la segunda etapa hacen parte de la llamada Fase de Inversiones Mínimas, que contempla una inversión global de 40 millones de dólares. La primera parte, que comenzará en el primer trimestre de 2007, tendrá una duración de un año y medio y la segunda de un año. El socio tiene opción de renuncia al final de cada una de ellas.

Durante la primera fase Petrobras adelantará actividades tales como sísmica de tres dimensiones (3D), registros especiales de pozos, operaciones de reparación de pozos, rediseño del método de recuperación secundaria por inyección de agua, identificación de áreas no drenadas y realización de pilotos de perforación en áreas seleccionadas, tanto para los yacimientos del Terciario como del Cretáceo.

De esta forma se podrá predecir con mayor certeza la ubicación del aceite que aún se encuentra entrampado y que no se ha podido extraer debido a la compleja distribución de los yacimientos.

La extracción de este hidrocarburo se adelantaría en la Fase de Desarrollo. En esta etapa, Ecopetrol participaría en el 45% de las inversiones que fueran necesarias, a la vez que percibiría una participación base del 60% de la producción total del campo después de regalías. Además de esta participación base, Ecopetrol obtendría producción adicional por la aplicación de cláusulas de altos precios y cláusulas de altos volúmenes.

Esto quiere decir que a medida que las condiciones del mercado y el comportamiento del campo sean favorables, Ecopetrol obtendrá una mayor participación. En la Fase de Desarrollo existe la posibilidad de obtener un recobro de petróleo adicional cercano a los 100 millones de barriles, logrando una producción pico de más de 15 mil bpd en el año 2012.

Frente al nuevo reto que se viene en materia de producción del campo, Mauricio Salgar, presidente (e) de Ecopetrol, señaló que “tenemos un socio que trae tecnología, conocimiento y experiencia en el desarrollo de campos maduros y que tiene las ganas y la propensión para invertir de la mano de Ecopetrol y en el desarrollo del campo”.

Ecopetrol operador

Petrobras será el responsable de ejecutar las actividades del proyecto que permitan el incremento de la producción. El objetivo es alcanzar niveles de producción superiores mediante actividades como la perforación y el completamiento de pozos verticales nuevos, pozos altamente desviados, implementación de técnicas de cañoneo con tecnologías recientes, fracturamientos de pozos, rehabilitación de pozos abandonados que se identifiquen y rediseño del sistema de recuperación secundaria que da la energía al yacimiento.

En una etapa posterior incluso podrían implementarse técnicas de recobro mejorado. Además, se rediseñarán todas las facilidades de superficie para manejar la producción esperada de la manera más eficiente y llevar la operación dentro de los más altos estándares de seguridad. Por su parte, Ecopetrol seguirá siendo el operador del campo, asumiendo el reto de aplicar en todo momento los mejores estándares operacionales, de seguridad industrial y de producción limpia.

Luego de la culminación de cada una de las actividades del proyecto, los nuevos pozos e instalaciones, así como la producción adicional respectiva, serán entregados a Ecopetrol para que siga encargándose de la operación y administración de los hidrocarburos resultantes.

Desarrollo regional

Para la comunidad localizada en el área de influencia, este proyecto tiene múltiples ventajas representadas en un mayor aporte de recursos al municipio por concepto de regalías e impuestos (producto de la explotación y transporte de los hidrocarburos); una mayor generación de empleo indirecto; y la implementación de programas de capacitación para la ejecución de actividades productivas sostenibles que no dependan de la explotación petrolera. Adicionalmente, la generación de nuevas fuentes de empleo permitirá el crecimiento de la economía del municipio, incentivando así el comercio.

Sobre el tema, Salgar consideró que “para Norte de Santander es una excelente noticia, porque si somos exitosos, de probar los conceptos en las pruebas piloto, de probar la tecnología y aumentar la producción, se podrán generar mayores impuestos para la región, mayores regalías, mayor actividad y empleo en el departamento”.

Para Ecopetrol, este plan hará un aporte importante a las metas estratégicas de la empresa para el quinquenio 2007-2011, ya que el desarrollo de los campos maduros es uno de sus pilares principales para lograr una producción propia de 500 mil barriles por día equivalentes en el año 2011.

DATOS BÁSICOS DEL CAMPO

• El campo está conformado por dos yacimientos, con petróleos livianos de buena calidad (32 a 50 grados API).
• La producción actual del campo es de aproximadamente 1.800 barriles diarios y cuenta con 129 pozos activos entre productores de petróleo e inyectores de agua.
• A la fecha el campo, que fue descubierto en 1944, ha producido alrededor de 247 millones de barriles y su pico de producción fue en 1955 cuando alcanzó una producción de 26 mil barriles diarios.