Durante las Jornadas de “Producción y Recuperación Secundaria” organizadas por el IAPG entre el 23 y 24 de agosto, se conocieron diversas experiencias de recupero productivo en áreas maduras del golfo San Jorge, al tiempo que uno de los temas que acaparó interés especial es el vinculado a la incipiente exploración para búsqueda de recursos no convencionales. El hecho de que Argentina está en “el podio” de los tres países con mayores reservas de “shale” gas y oil –detrás de China y Estados Unidos-, implica un punto de partida interesante, pero que obliga a una pregunta elemental: ¿de qué depende de que se concrete ese potencial?
La conferencia de apertura fue precisamente “Sahle oil&Gas. Plan exploratorio para aactivos de hidrocarburos no convencionales en la Cuenca Neuquina”, a cargo Daniel García Sánchez y Emmanuel D`Huteau, ambos profesionales de YPF.
De las exposiciones pudo inferirse que los factores elementales son la tecnología de punta y, por ello, los grandes volúmenes de inversión que deben canalizarse, si lo que se pretende es arribar a un modelo similar al de Estados Unidos, donde hoy el 46 por ciento del petróleo consumido proviene de yacimientos no convencionales.
En esa línea, la compañía viene concretando alianzas estratégicas con potenciales socios, entre las que se destaca la participación de Exon, uno de los gigantes que ha desarrollado esa actividad en el hemisferio norte.
Vale recordar que la semana pasada, mientras se realizaban las jornadas, YPF informó oficialmente que el presidente y CEO de YPF, Miguel Galuccio, se reunió con el presidente para América Latina y África de Chevron, el iraní Ali Moshiri, donde exploraron la posibilidad de un acuerdo estratégico para el desarrollo de petróleo y gas no convencional en el yacimiento Vaca Muerta, Neuquén.
“Durante el encuentro, ambos líderes compartieron visiones sobre la situación del sector energético a nivel mundial, la realidad de ambas compañías, y acordaron un trabajo de cooperación en proyectos de recuperación terciaria en yacimientos maduros y en el desarrollo de petróleo y gas no convencional”, expresó la información oficial.
Otras experiencias asociativas, según se expuso en las jornadas, se están dando con Total, Wintershal y otras importantes compañías estadounidenses.
“Hay un trabajo que se viene desarrollando en áreas como Bajo del Toro o Loma del Molle, lo que permitió ir adquiriendo bagaje técnico en la fase exploratoria”, expusieron los disertantes.
Para pasar a la fase de explotación intensiva, se requiere definir la inversión y es lo que la compañía está trabajando hoy, para orientar esos flujos. De las inversiones a realizar dependerá la cola de producción, en tanto no se habla de volúmenes a priori, ya que el recurso de estas características es de una gran magnitud: al revés, una vez definidos los montos de inversión se determinará la cantidad de pozos a realizar y la proyección en el tiempo para esas explotaciones. Hasta ahora, en la fase exploratoria se han hecho 30 pozos horizontales y 5 verticales en Vaca Muerta, además de otros 3 en el golfo San Jorge (en cercanías de Las Heras). En lo que respecta a la región, los resultados están en etapa de evaluación y se prevé que antes de fin de año se realizarán otros dos en la zona de El Trébol y un tercero en Confluencia, área cercana a Río Mayo.
Fracturas: impactos confinados
Uno de los temas planteados en torno a la explotación no convencional está dada por los impactos ambientales. Durante la conferencia, un técnico del Ministerio de Ambiente de la provincia de Chubut consultó a los especialistas sobre el uso de agua y las fuentes que serían utilizadas, ya que en una de las exposiciones se precisó que se requieren entre 1.100 y 1.400 metros cúbicos de agua por etapa, mientras que en perforaciones verticales se requieren hasta 4 etapas. La respuesta de D´Huteau fue que se están estudiando todas las alternativas para que el líquido utilizado sea el proveniente de recuperación secundaria, es decir no utilizar agua potencialmente potable.
En otro tramo de la jornada se expuso –también en relación a algunas dudas en torno al impacto ambiental- que las fracturas quedan confinadas a un cierto espacio y que no llegan a la superficie, por lo que se reduce cualquier posibilidad de contaminaci{on de las napas freáticas. El 50 por ciento del agua utilizada es recuperada en “flow back”, aplicándose un tratamiento para reducir la salinidad que el líquido trae al retornar del pozo, lo que permite su reutilización.
En otras palabras, se trata de una especie de circuito cerrado, que al reutilizar el agua posibilita ahorrar costos de transporte.
En cuanto a las perspectivas en el golfo San Jorge, se apuntó que los indicios de las primeras acciones exploratorias son positivos, pero se instó a profundizar las estrategias de recupero de productividad con los actuales sistemas de recuperación secundaria, ya que el golfo “aún tiene mucho para dar en materia de convencionales y sobre todo ante la necesidad energética que hoy afronta el país. Los no convencionales pueden ser la estrategia de reserva para el futuro consumo”, fue uno de los conceptos expuestos.
Optimización de áreas maduras: El Trébol-Escalante busca reducir declinación
Gran parte de las conferencias giró en torno a las acciones para recuperar yacimientos maduros, como los que son característicos de la cuenca del golfo San Jorge. Uno de los proyectos fue expuesto por la ingeniera Sandra Minni, al abordar el proyecto vinculado a la optimización del yacimiento El Trébol-Escalante, en la provincia del Chubut.
La experiencia consiste en el monitoreo y seguimiento continuo de los pozos, tratando de buscar mejoras tanto en productores como inyectores, a través de reemplazos o reparaciones.
En una primera etapa se abarca a un total de 180 pozos y el plan se desarrollará entre 2012 y 2013, con objetivos en principio de frenar la curva de declinación productiva. Ubicada actualmente en un descenso del 14 por ciento anual, se busca pasar a una marca del orden de 5 por ciento anual en los primeros 4 años de aplicación.
Se trata de optimizar la aplicación de métodos de recuperación secundaria, mientras que en una etapa posterior, no definida aún, podría ser ésta la base para nuevas acciones, entre ellas la posibilidad de avanzar en actividades de recuperación terciaria.
Los métodos del plan actual buscan mejorar o reducir las deficiencias de barrido, tanto ariales como verticales, ya sea con apertura o cierre de capas o mejorando las condiciones mecánicas de los pozos.
Diadema: gestión de inyección para reducir el agua
Otro de los casos exitosos en materia de recuperación secundaria fue el de Optimización en el Yacimiento de Diadema, un trabajo de los ingenieros D.Daparo y P.Lerena, de Capsa. Puntualmente en la presentación se explicó el modelo dinámico por el cual, prácticamente sin incremento de inversión pero con énfasis en la gestión de inyección, se apuntó a evitar re circulaciones de agua y a focalizar presiones capitales sobre fuerzas viscosas, lo que logró frenar una tendencia que, de persistir, hubiera implicado volúmenes de agua del orden de los 70.000 metros cúbicos de agua por día, lo que hubiera tornado sumamente dificultosa la operación y con las consecuentes demandas de sistemas de procesamiento.
Con el modelo propuesto, por lo contrario, se logró en 3 años un ahorro de costos de un 15 por ciento en energía eléctrica y otro 12 por ciento en diversos costos, al reducir los volúmenes de agua, con un incremento de recursos del orden de los 3,5 millones de metros cúbicos en uno de los proyectos detallados en la presentación. En todos los casos, quedó claro que el desafío a afrontar era reducir la relación petróleo-agua, una de las características de la cuenca San Jorge.
