Por Raúl Figueroa

La inyección de polímeros como herramienta para recuperar producción en yacimientos maduros es una técnica comprobada y el yacimiento Diadema, o Manantiales Behr, en Chubut, es un ejemplo de eso.
En Santa Cruz, en la cuenca del Golfo San Jorge, dos empresas apuestan a esta técnica. Una, YPF, ya la está aplicando y la otra, CGC, la tiene en carpeta.

En el caso de la petrolera nacional se viene impulsando un proyecto de recuperación terciaria que está próximo a iniciar un tercer piloto en la zona de Cañadón León, en forma contigua adonde realiza la exploración con fracturas en un pozo horizontal. El objetivo a mediano plazo, dentro de un programa que incluye intensificar la perforación, es frenar el declino, que en el primer semestre de este año todavía mostró signo negativo en relación al mismo período de años anteriores.
Según pudo saber Santa Cruz Produce, hasta ahora “no hubo respuestas como las que se vieron en Chubut, pero la estrategia y las capas son diferentes. Estamos esperando los resultados del segundo piloto en Los Perales”.
De todos modos, se aclaró que la proyección en Cañadón León es positiva, porque “las capas someras en esa zona incluso son más interesantes que las de Chubut en primaria. En principio son muy buenos reservorios, pero después lo que pasa abajo con los polímeros y hasta que no los manejemos, no podemos asegurarlo”.

Diadema, en Chubut, con más de 100 años de historia es pionero en la técnica de polímeros.

De esta forma, hasta no contar con resultados de las plantas pilotos no se podrá determinar avances y potencialidad real del factor de recupero. “Se están esperando los resultados, por ahora se inyectan los polímeros y luego vendrá la etapa de evaluación de resultados, pero no hay información para evaluar en cuánto puede incidir esta técnica en el recupero de producción”, indicaron fuentes del ámbito provincial.
En todos los casos, hay expectativa favorable, sobre todo considerando los resultados obtenidos en Chubut, donde el área de Manantiales Behr logró este año un nuevo récord de producción, al superar los 5.500 metros cúbicos de producción de petróleo por día, lo que equivale a unos 35.000 barriles.

Los resultados de los pilotos recién estarían disponibles el año próximo

Hasta el inicio de la aplicación de la técnica en forma masiva, superada la etapa de pruebas, en el año 2020, el área producía 3.000 metros cúbicos, mientras que con la masificación se dio un salto hasta los 4.200 metros cúbicos, según confiaron fuentes de la compañía. Es decir que en ese momento el incremento de la producción fue de 25%, mientras que posteriormente la curva continuó creciendo, en combinación con las demás técnicas de producción que se venían aplicando previamente.

Revertir la curva

Además de los esfuerzos de terciaria en Santa Cruz, se deberá insistir también con la perforación, a juzgar a por los resultados del primer semestre de este año. La producción de crudo en la provincia, todavía sigue por debajo, no sólo del año pasado, sino también que es inferior al primer semestre de 2020, que incluyó el período más crítico de la pandemia.
Según datos oficiales publicados por la Secretaría de Energía de la Nación, en el capítulo IV Reportes de Producción, en el caso de la petrolera nacional, extrajo en el primer semestre de este año un total de 1.157.818 metros cúbicos de petróleo, es decir unos 7,3 millones de barriles.
Si se compara contra 2021, la producción se redujo un 6%, mientras que al contrastarse contra 2020 el retroceso es de un 16,5%.

Para leerse en el contexto adecuado, los datos deben contrastarse también contra el año 2015, a partir del reconocimiento que recientemente ha realizado la compañía sobre la merma de inversiones en el período 2016-2019, durante la gestión de Mauricio Macri, lo que produjo una inercia negativa en las curvas de producción de los años subsiguientes.

Tanto en Cañadón León como en Los Perales se desarrollan dos pilotos de recuperación terciaria

En el primer semestre de 2015, la producción de petróleo fue de 1.861.241,120 metros cúbicos, es decir unos 11,6 millones de barriles, lo que significa 4,3 millones más que en la primera mitad del año 2022.
Por eso adquiere relevancia también, además de los proyectos de terciaria cuyos resultados se conocerán probablemente el año próximo, el plan de perforaciones que busca intensificar, según los recientes anuncios oficiales, con la compensación de inversiones para el período 2023-27.

Recuperar hasta un 15% del factor de recobro

Desde la Escuela Técnica de la Seccional Sur del IAPG (Instituto Argentino del Petróleo y Gas) se respondió ante la inquietud de Santa Cruz Produce, para brindar una explicación general de lo que implican las técnicas de recuperación terciaria, en las que se ha comenzado a trabajar en distintas cuencas del país y particularmente en la del golfo San Jorge.

“Después de concluida la etapa de producción por recuperación secundaria (inundación) todavía en el reservorio queda una considerable cantidad de petróleo, sin exagerar podemos afirmar que por lo menos el 50% del Petróleo que había al comienzo de la explotación (OOIP) todavía se encuentra allí explicaron desde la institución, ante la consulta para este informe-. Con el fin de seguir produciendo todo ese petróleo es que recurrimos a lo que denominamos Recuperación Terciaria”.

Se puede llegar a incrementar de un 5 a un 15% el “factor de recobro”

La recuperación terciaria comprende básicamente métodos térmicos e inundaciones químicas. Los métodos térmicos que se han ensayado en la Cuenca del Golfo San Jorge han sido la combustión in situ y la inyección de vapor, los cuales no han presentado hasta el momento resultados muy alentadores.
En cuanto a la recuperación terciaria mediante inundación química en la Cuenca del Golfo “hemos tenido muy buenos resultados” se indicó. CAPSA comenzó un proyecto piloto con la inyección de polímeros en el año 2007 y visto la buena respuesta conseguida, hoy en día ha masificado los proyectos de polímeros a una gran parte de su yacimiento. Otras operadoras han seguido el ejemplo y también han logrado mejorar la producción mediante la inyección de polímeros.

Las petroleras apuestan a la técnica de polímeros para mejorar la producción de los yacimientos maduros.

La adición de poliacrilamidas solubles (polímeros) en agua, incrementa la viscosidad del agua y ayuda a barrer el petróleo con mayor eficiencia, “con lo que podemos llegar a incrementar de un 5 a un 15% el factor de recobro”. Obviamente que para lograr esto se debe realizar una importante inversión, tanto en instalaciones como en la compra del producto que en la actualidad se importa de China. También el costo de extracción es un factor a tener en cuenta.
Hoy en día, las instalaciones para la inyección del producto son del tipo modular, con lo cual los costos y el tiempo de puesta en marcha de un proyecto se reducen considerablemente.

Los estudios establecen que el potencial santacruceño es igual o superior al de Chubut

¿Está todo dicho con respecto a la inyección de polímeros? “Absolutamente no se indicó desde el IAPG-. Hay varias compañías abocadas al desarrollo de nuevos productos con el fin de mejorar la performance (aumentando la viscosidad) y disminuir el costo del polímero. Un impedimento importante que tenemos hoy es que el polímero que se inyecta pierde viscosidad con altas temperaturas, por lo cual no es posible usarlo en reservorios profundos, tenemos entonces un desafío a superar. Otra opción que podría mejorar aún más el desempeño del polímero es el agregado de Alcalis-Surfactantes”.
“En síntesis, gracias a que nuestros yacimientos han respondido en forma favorable a la Recuperación Terciaria, hemos incrementado las Reservas de Oil en la Cuenca del Golfo San Jorge”, concluyeron desde la Seccional Sur del IAPG.