Por Raúl Figueroa, en base a un trabajo del Ing.Marcelo Hirschfeldt) La producción de petróleo durante el mes de abril de 2015 en la cuenca del golfo San Jorge alcanzó los 41.619 metros cúbicos por día, mientras que en gas esa extracción alcanzó los 15,5 millones de metros cúbicos diarios, considerando a las áreas de Chubut y el norte de Santa Cruz. El aporte mayoritario está en el lado norte de la cuenca, ya que los yacimientos chubutenses produjeron 25.047 cúbicos diarios de crudo, mientras la vecina provincia alcanzó los 16.602 m3/d.
El relevamiento, realizado por el ingeniero Marcelo Hirschfeldt desde la consultora Oil Production Consulting, refleja también hasta qué punto el desafío principal para la cuenca sigue pasando por el manejo del agua de formación, ya que los volúmenes extraídos son de un alto volumen.
En efecto, los mismos datos permiten observar que sobre los 41.619 cúbicos diarios de producción petrolera diaria del mes de abril, la producción bruta (es decir, petróleo más agua) alcanzaba los 554.971 m3/d, es decir 10 veces más que el petróleo efectivamente obtenido.
Desde esa perspectiva, el desafío para las operadoras de la región pasa por la continua mejora en la utilización del agua para la recuperación secundaria, es decir la reinyección del líquido en las formaciones para lograr elevar el Factor de Recupero de reservas de petróleo. El mismo trabajo muestra que de la producción de petróleo diaria obtenida en la cuenca, por extracción primaria se logra menos de la mitad, es decir 18.506 metros cúbicos por día, mientras que la secundaria aporta los restantes 22.814, para completar así los referidos 41.619 cúbicos diarios.
De este modo, gran parte del volumen de agua obtenido es reutilizado a través de la recuperación secundaria, pero al mismo tiempo esto plantea la necesidad de mejorar la eficiencia porque a mayor perforación, más alta será la cantidad de agua. Y a su vez, el barrido de la inyección provoca obtención de más líquido.
“En términos técnicos –sostiene el autor del trabajo- es cómo mejorar la eficiencia, porque también habrá que resolver cuál será la mejor estrategia en la cuenca para seguir elevando el factor de recuperación en las áreas maduras, mejorando la eficiencia en el barrido para aumentar la producción de petróleo y al mismo tiempo reducir la cantidad de agua. Esto se puede lograr por ejemplo redistribuyendo el agua en el subsuelo, cambiando los patrones de inyección, con uso de geles o polímeros como está haciendo CAPSA y otras operadoras, para obturar los canales preferenciales del agua y también mejorar la eficiencia de la inyección de agua entre otros aspectos. Otra forma de mejorar es realizando pozos in-fill (intermedios), alternativas utilizadas en la zona también. Lo que debemos empezar a observar es que no todo va a pasar por la perforación como estrategia de desarrollo de la cuenca, al menos en aquellas áreas maduras, que son la gran mayoría de la cuenca. La maximización de la eficiencia en el manejo del agua producida, la intervenciones con equipos de reparación y pulling, así como una optimización en los costos de producción son claves para un desarrollo sostenido y sustentable”.
En definitiva, para el especialista es necesario también plantear cuál será la mejor estrategia de desarrollo para la cuenca San Jorge, aun cuando puedan mantenerse equipos de perforación buscando nuevos horizontes, pero a sabiendas de que –como dijo no hace mucho un ejecutivo de una de las principales operadoras de la región- “la cuenca está hecha de pequeños premios”.
