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EL REGRESO DE LA CIRA
El modelo de optimización de campos maduros en el mundo podría
tener su máxima expresión en Colombia en La Cira-Infantas,
uno de los tres hallazgos más importantes en la historia
nacional, ubicado en el Magdalena Medio y con una producción
acumulada cercana a los 800 millones de barriles desde su descubrimiento,
en los albores del siglo XX.
El campo se caracteriza por tener las mayores reservas de petróleo
“in situ” de Colombia, estimadas en 3.500 millones de
barriles. Sin embargo, su factor de recobro a lo largo de casi un
siglo de producción es de aproximadamente 20%. Es decir,
de cada diez barriles que existen en el subsuelo, sólo dos
se podrían extraer.
Este factor de recobro responde a los procesos y tecnologías
usadas desde el inicio de la explotación del campo en los
años 20, pero es bajo con respecto a los estándares
actuales en otros campos petroleros de Colombia y el mundo. Lo anterior
permite vislumbrar posibilidades materiales de incremento de reservas
y producción, mediante la incorporación de tecnologías
de recobro mejorado, tales como inyección de agua, gas, vapor,
drenaje gravitacional y perforación horizontal y radial.
El potencial y la aparición de tecnologías a costos
razonables en el mundo llevaron a Ecopetrol a estudiar desde hace
algún tiempo la posibilidad de “revivir” uno
de sus campos más significativos del país, pero que
hoy se encuentra en su etapa de agotamiento, con cerca de 5.500
barriles por día, cuando en su pico, en los 60, el campo
bordeó los 60.000 barriles por día.
Desde el primer momento se reconoció que para darle una nueva
vida a La Cira-Infantas era necesario adelantar cuantiosas inversiones
para la incorporación de tecnologías que permitieran
aumentar su factor de recobro y acometer en paralelo actividades
exploratorias en áreas aledañas. Es decir, la idea
es aprovechar más lo que ya se tiene en el subsuelo y, además,
buscar nuevas reservas en los alrededores.
Con el fin de adelantar este proceso, Ecopetrol invitó en
julio de 2003 a un grupo de compañías de alto perfil
y con reconocida experiencia mundial en este tipo de proyectos.
Entre las ocho firmas invitadas estaban BP, Total, Chevron-Texaco,
Nexen, China National Oil Corporation y Occidental de Colombia.
Esta última empresa fue la seleccionada para suscribir un
acuerdo de intención con el objetivo de analizar conjuntamente
la viabilidad técnica y comercial de estructurar un proyecto
de aplicación tecnológica y recobro incremental en
el campo. Con el estudio se decidirá si el proyecto es viable
y, en caso de serlo, la forma en que se llevará a cabo.
Para tener una dimensión de lo que podría significar
el proyecto de 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.
Para lograr incorporar ese potencial se requerirá realizar
millonarias inversiones, cuya forma de ejecución todavía
no ha sido definida. Se contempla que Ecopetrol continuaría
como operador de las actividades de producción.
El proyecto no sólo es importante para el país, por
el aumento de las reservas recuperables y la mayor producción,
sino para la región, que se beneficiaría de las inversiones
y del impulso a la economía y al empleo, y para Ecopetrol,
que reviviría uno de los campos que dio comienzo a su historia,
para beneficio de sus trabajadores y de su nuevo rol de empresa
eficiente.
EL ÁREA
DE LOS 1.703 POZOS
Los campos La Cira-Infantas están ubicados en la parte
central de la antigua Concesión de Mares, al oriente
del río Magdalena y al sur del río Sogamoso,
abarcando un área de 160 kilómetros cuadrados
y a 22 kilómetros de Barrancabermeja. Son los campos
de mayor producción a lo largo de la historia en la
cuenca del valle medio del Magdalena.
En la actualidad se han perforado en el área de La
Cira-Infantas 1.703 pozos, de los cuales 572 son productores
y 60 son inyectores de agua. La producción promedio
de aceite es hoy de cerca de 5.500 barriles por día.
Infantas: El pozo descubridor del campo fue el Infantas 2,
terminado en abril de 1918. Inicialmente, la mayor parte de
los pozos produjeron por flujo natural; luego se pasó
a un sistema de levantamiento por gas, el cual fue desmontado
en 1935 para dar paso al sistema actual de bombeo mecánico.
La máxima producción se alcanzó en 1927,
con una tasa de 37.900 barriles por día.
La Cira: La perforación del anticlinal de La Cira comenzó
en febrero de 1925, con el pozo LC-58. En este mismo año
se descubre la zona B y las arenas 116 de la zona A, mediante
la perforación del pozo LC-116.
Con la perforación y la terminación del pozo
LC-125 se descubre la zona C. A finales de 1940 se había
perforado un total de 675 pozos.
Luego de algunos proyectos de inyección de gas en los
años 30, se emprende el primer programa de inyección
de agua en el campo La Cira entre 1946 y 1949. En 1957 se
inició la ejecución de recobro de aceite por
inyección de agua en la zona C del campo La Cira, en
un área de 280 acres.
Entre 1964 y 1966, Ecopetrol perforó 19 pozos que permitieron
el desarrollo del Área La Cira Norte, considerando
el pozo LC-1753 como el descubridor del área. En los
años 70, Ecopetrol realizó otros programas de
inyección.
La producción máxima del campo se obtuvo en
1939, con 53 mil barriles por día. El pico de producción
secundaria se alcanzó en octubre de 1974, con una tasa
de 11.780 barriles por día. |
SEGUNDO AIRE A CASABE
El campo de Casabe, ubicado en el departamento de Antioquia en la
frontera con Santander, no ha sido ajeno a las labores de recuperación
secundaria. Desde principios de los 80, este campo logró
aumentar su producción gracias a un programa de inyección
de agua.
Casabe fue descubierto en 1941 e inició su producción
oficialmente cuatro años después. Su pico lo alcanzó
hace casi 50 años (1956), con 46 mil barriles por día.La
declinación lo llevó a producir 4.400 diarios a finales
de los 70, cuando se decidió realizar una inversión
de más de US$300 millones para recuperar 70 millones de barriles
adicionales.
Dos décadas después de ese primer proyecto de recuperación
secundaria, Ecopetrol vislumbró una segunda posibilidad incorporando
nueva tecnología y por eso decidió incluirlo en la
ronda de negocios 2000. Sin embargo, no se recibieron ofertas definitivas.
En 2001, Ecopetrol y Schlumberger realizaron un estudio del campo
y determinaron que era posible construir las bases para celebrar
un contrato que tuviera por objeto llevar a cabo un proyecto de
aplicación tecnológica que permita incrementar el
factor de recobro.
Casabe se caracteriza por un bajo nivel de recobro (24%) y la disponibilidad
de infraestructura de almacenamiento, tratamiento e inyección
de agua, sin contar que se encuentra a unos seis kilómetros
de la Refinería de Barrancabermeja.
Los estudios llevaron a que se suscribiera una carta de intención
en 2002 para definir las condiciones de un acuerdo comercial.
Posteriormente, definieron un piloto que pretende recuperar 10 millones
de barriles adicionales, mediante la perforación de seis
pozos y la aplicación de tecnología en los pozos actuales.
Para estas labores Ecopetrol, que continuará como operador
del campo, se beneficiará de la experiencia de una compañía
de servicios de alta tecnología, que ha realizado trabajos
similares para mejorar la explotación de los campos en países
como Venezuela, Estados Unidos y Brasil.
La mayor novedad de este proyecto de colaboración empresarial
es que contempla que habrá recuperación de costos
y utilidades en la medida en que se produzcan resultados. Es decir,
los trabajos se realizan a riesgo y sólo habrá ganancias
para el contratista contra mejorías comprobadas en la producción
y en la incorporación de más reservas.
APUESTA AL FUTURO
Aunque se encuentran en etapas diferentes de su desarrollo y presentan
diferencias en la manera de llevarlos a cabo, los proyectos para
aumentar el factor de recobro de La Cira- Infantas y Casabe se convierten
en una alternativa empresarial para Ecopetrol, que le permite utilizar
la infraestructura disponible y prologar la vida de campos que en
su momento fueron verdaderos tesoros para la empresa.
Los proyectos son, además, la muestra de que Ecopetrol, al
igual que las demás empresas petroleras del mundo, está
diversificando su portafolio y dirigiendo su mirada a aquellos campos
en producción con un buen potencial de crecimiento. No hay
que olvidar que la experiencia internacional demuestra que es allí,
en esos proyectos, en los que se está incorporando la mayor
cantidad de nuevas reservas en la actualidad, sin contar que han
surgido compañías internacionales que determinaron
estas labores de recuperación secundaria como su nicho de
mercado y se han especializado en el desarrollo de tecnologías
para tal fin.
La literatura ya es extensa sobre casos exitosos de este estilo
en el contexto internacional. ExxonMobil ha tenido éxito
en perforaciones horizontales en el oeste de Texas. Las nuevas tecnologías
también ayudaron a Bahrein, en el medio oeste, a aminorar
la declinación de uno de sus principales campos, que venía
descendiendo a una rata de 7% por año y, luego de los trabajos
de recuperación, registró un descenso a un ritmo de
1,3% por año, como lo revela el Journal of Petroleum Technology
en su primer ejemplar de 2004, cuyo tema central es precisamente
la revitalización de campos maduros.
A Colombia también le llegó la hora de darles una
nueva oportunidad a sus viejas glorias, esos campos que le dieron
renombre a comienzos del siglo y que arrancan el nuevo milenio con
un segundo aire.
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