La alta relación de agua y petróleo en la cuenca del golfo San Jorge conforma un esquema productivo de difícil equilibrio, considerando que se obtienen unos 30 metros cúbicosde agua por cada metro cúbico de petróleo. A su vez, la madurez de las áreas demanda de una alta incidencia del sistema de “recuperación secundaria”, al punto que un 60 por ciento de los 45.000 metros cúbicosdiarios que produce la cuenca, se obtiene mediante dicha técnica.
El ingeniero en Petróleo Marcelo Hirchsfeldt (*) sostiene que estas características explican parte de lo ocurrido en Cerro Dragón, al ser requerido para una explicación técnica didáctica sobre el modo en que la paralización abrupta por el conflicto del 21 de junio, impide hoy una rápida normalización y conlleva a una baja de equipos.
“Independientemente de ese caso puntual, debemos considerar que hay yacimientos incluso más maduros, como Pampa del Castillo o Diadema, donde hasta el 90 por ciento de la producción se obtiene por recuperación secundaria –explica en principio-; de hecho el golfo es referente mundial por su experiencia en el manejo del agua, en términos de su reutilización de ese líquido como fuente de energía para extraer petróleo”.
Al explicar el modo en que funciona la técnica de recuperación, afirma que al inyectar agua se da mayor presión al yacimiento, en un efecto similar al de “un sifón soda”, a fin de dotarlo de presión interna cuando la producción empieza a declinar. Esa energización vuelve a desplazar el hidrocarburo y el agua fluye por los poros de las rocas, “tratando de barrer el petróleo que ya no se mueve por el impulso inicial, que es la producción primaria. Cuando iniciamos la recuperación secundaria, empieza un barrido con patrones de flujos muy complejos, en cierta forma es un ser vivo que toma una dinámica y que demanda un tiempo para llegar al pico de producción; cuando se interrumpe esa presión de agua, la recuperación no es inmediata –añade el ingeniero-; no es que se oprime una tecla y al otro día un pistón va a empujar el petróleo como si nada, hay un reacomodamiento que va a llevar un tiempo”.
En el mismo tono, Hirchsfeldt sostiene que es sumamente complejo retomar el Factor de Recuperación que traía el área hasta antes de su interrupción.
“Independientemente del caso de PAE, ya que no conozco su operativa si bien he trabajado allí, creo que debemos pensar por qué pasamos varios días al año con los yacimientos parados; ha habido conflictos grandes en la cuenca, como el del año 2008 en Santa Cruz, en yacimientos donde nunca más se alcanzó la curva de producción que traía hasta ese momento. Esto es estadística de la Secretaría de Energía de la Nación, es decir cualquiera lo puede verificar. Tenemos yacimientos de muy baja producción, de 3 ó 3,5 metros cúbicos de producción, con costos muy altos, es decir resulta muy difícil producir, entonces cuando hay una paralización de estas características, cualquiera sea el origen, se deben reasignar equipos para optimizar la producción. Esto puede significar cambio de equipos en subsuelo, o aumentar el caudal de pozos en recuperación secundaria, todo lo cual requiere un plan. Ante un descalabro de este tipo se deben reasignar recursos que estaban pensados para otra cosa”.
Para el ingeniero Hirchsfeldt, la alta relación agua-petróleo exige permanentemente optimizar costos, pero aclara que esto “no significa dejar gente en la calle ni mucho menos, sino que se requiere una estrategia para lograr mayor eficiencia, con cada vez mayor esfuerzo y entendimiento técnico, con reglas claras. Creo que todos apuntamos a lo mismo, ya que esto no se maneja con volantazos, sino que necesita planes de mediano y largo plazo, cualquiera sea la empresa, si de un día para otro cambia la condición económica, es lógico que haya estas consecuencias y no se puede pensar en nuevos proyectos”.
(*) Se desempeña como consultor independiente, ver más opiniones y trabajos del ingeniero Hirchsfeldt en www.oilproduction.net
