Se busca revertir la curva de declino, ya que la producción petrolera de la región, en particular en el sur de Chubut, continúa generando recursos económicos valiosos, que permiten a las operadoras proyectar su crecimiento en nuevos proyectos.
Los crecientes volúmenes de agua de formación vinculados a la madurez de los yacimientos de la cuenca San Jorge plantean desafíos que comienzan a asumirse desde dos estrategias bien marcadas. Por un lado, los avances tecnológicos vinculados a la automatización; en paralelo, el creciente uso de técnicas de recuperación terciaria.
“Es normal que la producción decline porque los yacimientos son cada vez más maduros, entonces empiezan a ser menos productivos con el paso del tiempo –evaluó un técnico de la industria, durante la reciente Expo Industrial-. Pero el avance de la tecnología permite devolver esa productividad”.
Como punto de partida, se requiere incrementar los niveles de eficiencia, tanto a nivel de recursos, como en servicios, tecnología y nuevas formas para producir.
“Durante muchos años, estos yacimientos crecieron en forma exponencial, como también la cantidad de recursos que se le introdujeron y hoy estamos en una curva en la que disminuye la producción. Por eso se necesita más eficiencia”, insistió el interlocutor.
En esto juega la tecnología disponible, que en el caso de Cerro Dragón (área operada por PAE), por ejemplo, permite contar con información en tiempo real a niveles que 10 años atrás eran impensados. “La continua inversión en tecnología la última década le permite a dragón a través de la analítica de datos ser asertivos e inteligentes en la toma de decisiones, lo que le suma valor al negocio”, añadió. “Hoy tenemos un campo plenamente sensorizado”, enfatizó.
Ese desarrollo tecnológico empieza a dar resultados. Según se escuchó en conversaciones durante el reciente evento realizado en Comodoro, en Cerro Dragón la automatización productiva (más del 90 % de las instalaciones son tele-supervisadas) se combinará, en breve, con la creación de un Centro Integrado de Operaciones (CIO), remoto y digital, ubicado en pleno casco urbano de Comodoro Rivadavia. Todo esto, junto al cúmulo informativo sobre la producción de petróleo y gas, como también de la inyección de agua de formación, permitirá lograr una nueva fase de optimización de los yacimientos.
Así, tras una inversión acumulada superior a los 15.000 millones de dólares, Cerro Dragón continúa siendo la principal área petrolera del país, aun teniendo en cuenta el crecimiento exponencial que ha tenido Vaca Muerta en los últimos años. Hoy Cerro Dragón apunta a detectar, mediante pozos exploratorios y de avanzada, nuevas oportunidades de desarrollo.
Actualmente el 80% de la producción proviene de técnicas de recuperación secundaria, pero aún hay zonas con producción primaria que, con el análisis y nueva interpretación de la información disponible, podrían arrojar nuevos resultados.
En paralelo, se comienza a trabajar en técnicas de recuperación terciaria. Tanto Capsa como YPF han dado fuertes avances en esa materia, por operar los yacimientos de más alta madurez, mientras que también PAE comienza a incursionar en ese tipo de técnica, con una primera planta piloto.
NUEVAS TÉCNICAS DE SECUNDARIA Y MANEJO DE LA INFORMACIÓN SISTEMATIZADA
De este modo, las técnicas de producción van variando y si bien la cantidad de pozos perforados no es el mismo de años atrás, ese nivel de producción busca suplirse mediante la optimización de la secundaria y los nuevos proyectos de terciaria, que en lugar de agua de formación prevén la inyección de polímeros para ‘barrer’ el petróleo aún contenido en los reservorios.
“Tal vez las mejores oportunidades en perforación ya se fueron agotando, aunque todavía encontramos resultados en pozos que producen 100 m.3/día en la fase inicial. Uno cree que ya no van a aparecer pero siempre nos sorprendemos –explicó el especialista consultado-, por eso seguimos haciendo exploración y pozos de avanzada, que implica buscar un poquito más lejos en áreas que estaban en producción”.
En esto, insistió, adquiere gran valor la información disponible, porque ese cúmulo de conocimiento permite reorientar mejor la búsqueda y establecer una correlación entre las distintas áreas, que empiezan a verse en conjunto, como bloque y en función de una sinergia productiva, en lugar de la visión tradicional, de unidades productivas aisladas.
También se modifican las técnicas de recuperación secundaria, a fin de reducir el volumen de agua extraído, que hoy supera el 90% y puede llegar hasta el 95%, lo que significa mayores costos. Por ejemplo, se evalúa dónde y en qué momento, durante cuánto tiempo y con qué presiones realizar la inyección, cuando anteriormente el concepto era introducir la mayor cantidad de agua de formación en busca de extraer más petróleo.
“Estas son técnicas para disminuir el RAP (Relación Agua-Petróleo), con inyección cíclica. Todo esto tiene que ver con la eficiencia y reducir los costos de la operación”, se explicó.
VENTAJAS COMPARATIIVAS POR INSTALACIONES EXISTENTES
Además, la cuenca San Jorge tiene todavía una ventaja en términos de costos y es la gran cantidad de facilidades con las que cuentan los yacimientos, ya que la perforación de un pozo y su terminación cuenta de inmediato con la estructura necesaria para el tratamiento, separación y transporte del producto. Esa es una diferencia con Vaca Muerta, donde al tratarse de un área productiva nueva, las instalaciones se deben ir construyendo en forma paralela a las perforaciones.
“A nivel de costos todavía somos competitivos”, se escuchó con insistencia en la reciente Expo Industrial, cuyo lema principal rezaba: “Somos una cuenca orgullosamente madura”. No es para menos, si se recuerdan palabras del prestigioso referente de la industria, Daniel Kokogián, quien años atrás, en una Jornada organizada por el IAPG en Comodoro Rivadavia, afirmó que por más que haya nuevas oportunidades en el país, San Jorge continúa siendo el principal “flujo de caja” para las operadoras a la hora de proyectar inversiones.
“Por eso cuidamos la cuenca y buscamos hacerla cada vez más atractiva”, confió el mismo interlocutor citado al inicio de este informe.
Además, aclaró que no necesariamente el incremento de la recuperación terciaria y un menor ritmo de perforación implique disminución de actividad. “Hay mucho de mito en eso, porque no solamente los equipos de torres mueven gente. Podemos decir que las operaciones de mantenimiento e integridad tienen una proporción muy grande de trabajadores, lo mismo que las obras que continúan haciéndose en los yacimientos, que demandan gran cantidad de servicios”.
UN ESCÁNER PROFUNDO Y LA PERSPECTIVA DE LA FORMACIÓN D-129
Además de las proyecciones mencionadas, cabe recordar también lo expresado por la vicepresidenta de Upstream Convencional de YPF, Florencia Raggio, en oportunidad de la reciente Expo Oil&Gas en Buenos Aires:
“Siempre vemos oportunidades, aún cuando parezca que no queda nada para hacer -dijo la directiva en esa oportunidad-; nunca bajamos los brazos y yo, como responsable de todo este sector, estoy impulsando que pasemos un escáner sobre la cuenca y que no dejemos oportunidades atrás”.
También ponderó la nueva barrida exploratoria que se buscará concretar sobre la formación D-129: “Nosotros estamos buscando ahora recursos tight, que es el petróleo atrapado en una arena cerrada, o una roca de muy baja porosidad. Es un ‘play’ muy interesante y necesita fracturas masivas. Tiene un proceso de estimulación parecido al shale y esto lo estamos buscando en el flanco sur del Golfo San Jorge”, indicó, en referencia al norte santacruceño.
Por otra parte, también desde CAPSA se trabaja intensamente con recuperación terciaria, siendo esta operadora pionera en el uso de polímeros en la región, ya que comenzó alrededor de 15 años atrás. El manejo de esa técnica, combinada con la búsqueda de eficiencia, apunta a revitalizar los yacimientos que opera tanto en Diadema como en Pampa del Castillo, donde la compañía asumió las áreas que hasta años atrás eran operadas por Enap-Sipetrol.
En todos los casos, hay optimismo respecto de las posibilidades de revitalizar la cuenca, si bien está claro que se espera la resolución de variables, vinculadas a la macro economía, que deben terminar de clarificarse para planificar la actividad del año próximo.
