Guajira: Chuchupa

El campo operado por Chevron y Ecopetrol terminó un proyecto que incluye la construcción de nuevas instalaciones. Para incrementar la producción petrolera la industria colombiana no solo le apuesta a nuevos descubrimientos, sino también a mejorar la productividad de los pozos. Y aumentar el factor de recobro, es decir, el porcentaje de crudo que se extrae con respecto a lo que hay en el yacimiento, es una de las claves para cumplir esta meta.

Esta semana, Ecopetrol y Chevron anunciaron la culminación del proyecto Gace IV (Gas Asociation Contract Extension, o Extensión del Contrato de Asociación de Gas), que le permitirá al campo Chuchupa eleve el factor de recobro hasta el 90 por ciento.

A principios del año, este campo podía extraer el 50 por ciento del crudo de yacimiento, por lo que este avance significará un logro importante en la producción y le permitirá extender su vida útil durante varios años más, según informó Ecopetrol. El proyecto consistió en la construcción de nuevas instalaciones entre las que se encuentran seis compresores reciprocantes, un nuevo compresor centrífugo y se realizaron algunos cambios en la infraestructura de la superficie.

Todo el proyecto fue realizado entre el 2012 y el 2014 y tuvo una inversión total de 106 millones de dólares. La idea es frenar el ritmo de declinación del campo, que es fundamental para atender la demanda actual de gas de Colombia, pues desde este complejo se extrae el 60 por ciento de este hidrocarburo que consume todo el país.

Con estas facilidades los campos de la Asociación Guajira (formada por Chevron y Ecopetrol) quedarán con una capacidad disponible de 495 millones de pies cúbicos de gas por día. De acuerdo con el exministro de Minas y Energía, Amílkar Acosta, hacer un incremento de tal magnitud en el factor de recobro equivale prácticamente a encontrar un nuevo yacimiento. Los cálculos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos indican que por cada punto porcentual que aumente el factor de recobro se incrementan las reservas en 525 millones de barriles.

El recobro en el país es bajo, de acuerdo con las estadísticas oficiales, en promedio, los campos del país tienen un factor de recobro del 17 por ciento. En los campos de Ecopetrol la cifra es de 18 por ciento. Actualmente, ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos hay registrados 25 proyectos con los que se espera incrementar esta cifra en los próximos años.

Llanos orientales: Cusiana

Definitivamente el petróleo que se extrae del campo petrolero de Cusiana (en Casanare) comenzó a ganar fama internacional. Aunque hace tan solo tres meses el Cusiana empezó a exportarse en volúmenes apreciables, que oscilan entre 50.000 y 70.000 barriles por día, ya se cotiza como uno de los mejores del mundo y es visto por las refinerías de los Estados Unidos y de Europa como un crudo de la misma jerarquía de los de Arabia Saudita, el máximo productor internacional.

En efecto, los analistas del mercado señalan que si bien este año el común denominador ha sido la estabilidad que han experimentado los precios del petróleo en los mercados externos, el crudo Cusiana ha logrado mantenerse en los topes de esas cotizaciones. Así las cosas, mientras los indicadores tradicionales de referencia como el crudo West Texas Intermediate y el Brent se ubicaron en los 18 dólares por barril en los meses de julio y agosto, el Cusiana se vendió en el exterior a un precio promedio de 17,7 dólares durante ese bimestre.

Ese valor es muy superior al que se comercializan los demás crudos que se exportan de Colombia. Por ejemplo, el petróleo extraído del campo Caño Limón (en Arauca) se vendió en agosto a 16,33 dólares. Vender a toda costa cabe destacar que se trata de los precios a los que negoció Ecopetrol la parte del petróleo que le corresponde en cada uno de los campos productores. Las compañías a las que está asociada (British Petroleum en el caso de Cusiana) generalmente lo venden a un precio diferente, bien sea por debajo o por encima del transado por Ecopetrol.

Pero nosotros generalmente logramos un mejor precio de venta que el de las asociadas porque estamos empeñados en valorizar nuestro crudo en el mercado mundial pues sabemos de sus excelentes calidades, dijo a EL TIEMPO un funcionario de la empresa estatal.

Hasta el momento, Ecopetrol ha exportado más de 3 millones de barriles de crudo Cusiana, pero de ahora en adelante los volúmenes despachados al exterior por la empresa estatal oscilarán entre los 70.000 y los 80.000 barriles por día. La razón es que Cusiana estabilizó su producción en 185.000 barriles por día. De ese volumen, el 50 por ciento le corresponde a Ecopetrol y el restante se lo reparten la British Petroleum (19 por ciento), la francesa Total (19 por ciento) y la norteamericana Triton Energy Co. (12 por ciento).

Porqué Cusiana tiene tanta acogida? La razón es una sola: su gran calidad.

Cusiana cuenta con un nivel API (medida internacional) que oscila entre los 36 y los 39 grados en una escala donde los mejores están cerca a los 45 grados (petróleo árabe). Eso quiere decir que es más liviano y requiere menos procesos de refinación para ser convertido en gasolina y otros productos blancos que son utilizados como combustibles.

Valle medio: Peñas blancas

El área de Casabe-Peñas Blancas ubicada en el margen occidental del río Magdalena, Departamento de Antioquia, fue estudiada por SHELL Cóndor en el año 1937 con un reconocimiento gravimétrico, indicando un flanco que se elevaba hacia el Oeste y una nariz amplia con cierre al Este, parcialmente debido a una falla y parcialmente a una inversión del buzamiento. En 1938 se realizó un levantamiento sísmico con resultados pobres y no concluyentes. Un nuevo levantamiento se hizo entre 1939 y 1940. Este confirmo la anomalía gravimétrica y definió la posición de la falla límite.

Levantamientos sísmicos 2D fueron disparados a finales de los años setenta, S-1978, y a fines de los ochenta, DM1987 y DM1989, con una malla muy gruesa sobre el área. En el año 2006, se disparó un levantamiento 3D de 100 Km2 diseñado para cubrir el área en producción desde Casabe hasta Peñas Blancas, a lo largo del alineamiento estructural de la falla de Casabe.

Este levantamiento 3D ha permitido el mejoramiento de la interpretación estructural del Campo Casabe identificando áreas adyacentes a la falla principal que aún están por desarrollar y la posibilidad de extender el campo hacia el Este y Norte debido a nuevos rasgos estructurales presentes, así mismo permitió cartografiar en detalle la estructura de Peñas Blancas, donde se espera un desarrollo con recuperación secundaria para un mínimo de 14 pozos basado en esta nueva interpretación, y finalmente se identificó una nueva estructura que abre la posibilidad de nuevas reservas en un área madura.

Valle superior: Guando

El campo Guando está localizado en el bloque Boquerón, a 100 Km al suroeste de Bogotá, en la cuenca del Valle Superior del Magdalena.

En 1995 Lasmo Oil Colombia Limited y Nexen, como compañía asociada, firmaron con Ecopetrol el contrato de Asociación Boquerón. En 1996- 1998 Lasmo como operador, reprocesó 138 Km de sísmica 2D, adquirió 204 Km y realizó los estudios geológicos necesarios. En Septiembre de 1998 Petrobras compró a la compañía Lasmo, los activos de producción y exploración en Colombia y continuó junto con Nexen la exploración en el bloque. En Diciembre de 1999 perforo el pozo exploratorio Guando-1, el cual fue completado como pozo productor de hidrocarburos, en Febrero del año 2000.

Durante los años 2000-2001 Petrobras continuó con la delimitación del campo y perforación de 8 pozos exploratorios: Guando 2, 4, 5st, 6, 6st, 8, 9, 15 y

adquirió 166 Km2 de sísmica 3D. Finalmente, en Enero del 2002, la asociación Petrobras - Nexen presentó la comercialidad del campo Guando, la cual fue aceptada por Ecopetrol en Junio del mismo año.

A la fecha se encuentra en la fase de desarrollo con una producción 13,000 bdapd, de 28-30° API, con un RGA de 250 y en condiciones de baja presión.