YPF trabaja en recuperar los yacimientos maduros

Como es el caso de la mayoría que explota en Santa Cruz. La empresa pondrá en marcha un plan piloto con nuevas técnicas de recuperación terciaria en la cuenca neuquina, en la cuyana y en la del Golfo San Jorge, que comparten nuestra provincia y Chubut. El pozo “testigo” para esta área será en Chubut, pese a que ahí la petrolera tiene la menor incidencia en producción.

El presidente de YPF, Miguel Gutiérrez, anunció que pondrá en marcha tres proyectos piloto con nuevas técnicas de recuperación terciaria con polímeros para sus yacimientos convencionales maduros y en declino de producción, animada por el precio internacional del crudo, que justifica los mayores costos.

La iniciativa permitirá analizar el comportamiento de los yacimientos en tres cuencas distintas -Neuquina, del Golfo San Jorge y Cuyana- ante la inyección de polímeros para incrementar sus factores de producción.

Precisó que los tres programas piloto se llevarán adelante en áreas que la petrolera estatal opera en las provincias de Chubut, Neuquén y Mendoza.

La decisión forma parte del plan quinquenal presentado en 2017, en el que se mencionó como recursos para el incremento de producción de hidrocarburos al desarrollo de las áreas no convencionales de Vaca Muerta, pero a la vez el rejuvenecimiento de los yacimientos maduros.

“Argentina tiene un tema que atender de sus yacimientos convencionales maduros en declinación, pero que tienen una capacidad de mejora”, explicó Gutiérrez en alusión al problema que atraviesa a toda la industria petrolera y que explica el declinado productivo hasta la aparición de Vaca Muerta.

“Los yacimientos convencionales en declino son muy maduros con más de 50, 70 y 90 años de operación y de ellos se extrae gran cantidad de agua, en algunos casos más del 90%, por lo tanto hay que aplicar nuevas técnicas”, apuntó.

Cuestión de costos

Las técnicas de recuperación de hidrocarburos tienen sus costos de acuerdo a la complejidad, por lo cual la recuperación primaria se logra por el control natural de las presiones, la secundaria con la inyección de agua a presión y la terciaria con la utilización de distintos tipos de productos.

En los últimos tiempos, YPF trabaja en la utilización de polímeros, aunque la industria en todo el mundo también hace recuperación terciaria con gas, dióxido de carbono, nitrógeno, productos químicos, reactivos alcalinos y hasta técnicas microbianas, indicó Gutiérrez.

Los recursos que requiere y las técnicas más complejas de aplicación elevan los costos de la producción terciaria y suelen justificarse en momentos en que el precio del barril internacional del crudo asegura un mínimo de rentabilidad.

“Ya estamos aplicando la secundaria en casi todo el país y ahora vamos a hacer una cantidad de pilotos en terciarios con polímeros”, adelantó el ejecutivo de YPF al señalar que los equipos técnicos eligieron tres locaciones para los programas pilotos.

Se trata de pozos operados por YPF “en Chubut, Neuquén y Mendoza, y si los pilotos dan buenos resultados en esta forma industrial de aplicar polímeros, se va a extender a muchos lugares”, apuntó.

De esta forma el ejecutivo reveló que, pese a que la principal producción del Golfo San Jorge está en Santa Cruz, no será en esta provincia, en principio, dónde se hará el primer experimento piloto, sino en Chubut.

Desde la propia YPF aclararon que “hay una serie de condiciones que no todos los pozos cumplen y hay que asegurase de que no sean un riesgo”. Por ello, explicaron que es necesario confirmar que “todos los pozos, independientemente de la configuración que tengan, estén aptos para inyectar”, señalaron los voceros de la petrolera estatal.

En la industria se calcula que a nivel global el 35% en promedio del petróleo original es elaborado en las etapas de producción primaria y secundaria, lo que refleja el potencial del remanente que queda atrapado en yacimientos maduros y que parcialmente podría ser producto de recuperación terciaria.

Fuerte inversión

YPF ya había planteado “lograr la revitalización de los yacimientos maduros a través de una mayor inversión, incorporación de nuevas tecnologías y mejoras en los sistemas de gestión, estrategia que contempla aumentar la inversión en recuperación secundaria y terciaria”.

El Plan Estratégico que prevé inversiones globales por 30.000 millones de dólares entre 2018 y 2022, planifica los proyectos convencionales para lo cual se trabajará fuertemente en la baja de costos y en el mejoramiento de las operaciones de los campos maduros.

En oportunidad de aquel lanzamiento, Gutiérrez había adelantado que “Vaca Muerta es el futuro, pero los convencionales son el presente”, y afirmó que “hay importantes oportunidades en las áreas convencionales en los que se deben mejorar los factores de recuperación”.

Precio internacional

Meses atrás, Miguel Gutiérrez afirmó que habían logrado bajar el costo de producción del crudo de una manera importante y que los yacimientos convencionales maduros eran sostenibles a partir de un barril de crudo en 55 dólares.

En la actualidad el precio en la cuenca del Golfo San Jorge está, por el acuerdo de precio interno, en 61 dólares, mientras que a nivel internacional se aproxima a los 69 dólares.

Esta semana se espera conocer el impacto que tendrá la decisión adoptada este sábado por la OPEP y otros diez socios petroleros de aumentar la producción de crudo en un millón de barriles diarios. Este grupo representa el 50% de la producción mundial de crudo.

Estados Unidos presiona para que bajen los precios internacionales de crudo, por su impacto en la economía interna. Si bien hubo un descenso el viernes, anticipando la decisión de la Organización, habrá que ver cómo se acomoda el nuevo precio internacional en los próximos días.