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El autor del artículo propone pensar y proyectar estrategias para incrementar el Factor de Recuperación de Reservas, es decir mejorando el sistema de barrido para extraer el petróleo que aún se encuentran en el subsuelo. Si ese factor no alcanza hoy al 30%, podría inferirse que de cada 100 barriles existentes, todavía quedan 70 por sacar, aunque no todo el petróleo es posible extraer. Los desafíos tecnológicos que ello conlleva abre interrogantes acerca de cómo deberían orientarse las inversiones de las empresas y la planificación de los Estados nacional y provinciales para lograr un incremento en esa eficiencia, planteando metas que parecen más próximas que la perspectiva de los denominados recursos no convencionales. La planificación estratégica y no las discusiones espasmódicas, ligadas al corto plazo, parecen ser el camino para confirmar esta hipótesis.
Optimizar la producción de los yacimientos maduros, como estrategia de sustentabilidad
Pensar en que después de 107 años de extracción de petróleo y gas nos quedan poco tiempo de producción por delante es un error, mismo error que quizás nos lleva a pensar que los recursos no convencionales serán nuestra salvación.
Hoy la cuenca de Golfo San Jorge, así como gran parte de los yacimientos de Argentina, se encuentran en un avanzado estado de madurez, pero la gran pregunta es: ¿cómo definimos un yacimiento maduro? Aquí se presentan algunas preguntas que deberíamos analizar:
- ¿Es un campo viejo? ¿O maduro?
- ¿Se ha alcanzado el límite tecnológico? ¿Económico?
- ¿La recuperación final está condicionada por el estado o tamaño de las instalaciones?
- ¿Alcanzó o va a alcanzar un nivel razonable de recuperación ?
- ¿Cuál es el factor de recupero de reservas actual?
- ¿Qué podemos hacer para mejorar el factor de recupero de reservas?
- ¿Tienen potencial exploratorio?
Para nuestro caso podríamos definir a los campos maduros de la siguiente forma:
- Altos % (porcentajes) de agua producida y creciendo.
- Grandes volúmenes de inyección y producción de agua.
- Aplicación masiva de proyectos de recuperación secundaria.
- Alta densidad y cantidad de pozos productores, con altos caudales brutos y baja productividad de petróleo.
- En algunos casos, tenemos yacimientos marginales por su producción y ubicación geográfica.
Hoy la Cuenca del Golfo San Jorge, a pesar de su antigüedad, cuenta con el 67.2 % de las Reservas probadas del país (251,8 millones de m3 de petróleo), y el 47 % de la producción de país; y una relación de Reservas/Producción igual a 16,7 años (Argentina tienen 11 años).
Pero, ¿cómo podemos interpretar esta información?
Esta pregunta nos lleva a otra: ¿cómo sabemos el real potencial de nuestra cuenca o cuánto más petróleo podemos extraer?
Para responder esto deberíamos incorporar el término de Factor de recuperación de reservas (FR) o (Recovery Factor - RF). Este factor representa el % (porcentaje) de petróleo recuperado y a recuperar de los reservorios, respecto al petróleo original en el sitio (Original Oil in Place – OOIP). Conociendo este valor inicial de cuánto hidrocarburos teníamos en el reservorio al momento de la puesta en producción, y cuantificando cuánto hemos extraído, y cuánto podremos movilizar, podremos estimar este factor.
Antes que nada, podemos mencionar qué valores de FR podemos esperar en nuestros reservorios y en otros tipos:
- Producción primaria: 10-15 % (hay yacimientos por encima de 20%)
- Producción Secundaria: 10-15 % (hay yacimientos por encima de 25%)
- EOR (Polímeros): 5-8 %
- Total estimado: 25–40 %
(Valores de referencia según antecedentes de la CGSJ).
Por lo tanto, a partir de la cuantificación de este factor, podríamos definir el estado de madurez de la cuenca y estimar su potencialidad con respecto a los recursos convencionales.
¿Cómo se pude mejorar el FR en nuestros yacimientos?
En principio forma parte del excelente trabajo diario de los profesionales que hoy operan y desarrollan la cuenca, pero aquí se mencionan algunas actividades relacionadas a la mejora de este factor:
- Continuar con la implementación de nuevos proyectos de recuperación secundaria, optimizando la eficiencia volumétrica de barrido.
- Inyección de polímeros (EOR) para re-orientar el agua en el reservorio y barrer más petróleo. También mejorar la relación de movilidad del agua para mejorar este barrido.
- Nuevos esquemas de inyección, cambiando los patrones de pozos inyectores productores
- Taponando agua en fondo de pozo (Water shut-off)
- Perforando pozos in-fill entre pozos existentes, para aumentar el área de drenaje y contactar más petróleo.
- Mantenimiento y optimización de la producción
- Nuevas perforaciones verticales y direccionales
¿Cuál es la distribución de producción por cada mecanismo?
La CGSJ produce el 52.5 % por primaria (expansión monofásica, expansión de gas disuelto y en algunos casos expansión de casquete de gas libre), 47 % por recuperación secundaria (Inundación de agua o waterflooding) y sólo 0,6 % por recuperación mejorada (Enhanced Oil Recovery - EOR).
Incluir el Factor de Recupero de Reservas, como meta a ser alcanzada y estrategia de desarrollo.
Los principales países del mundo, incluyen año tras año metas de producción y objetivos relacionados a llegar a Factores de Recuperación más altos de los actuales, y nuestra cuenca así como nuestro país, debería hacerlo también. Hoy el potencial desarrollo de los recursos no convencionales en cierta forma pone sombra a la madurez de nuestros campos, sin embargo, en términos potenciales, nuestros yacimientos conservan aún millones de m3 convencionales para ser desarrollados y en eso tenemos que continuar trabajando.
¿Cómo lograrlo? No sólo dependerá de la implementación de algunas de las técnicas antes mencionadas, sino que también de niveles profesionales como los que hoy tenemos, pero con desafíos técnicos quizás mayores.
Al mismo tiempo el desarrollo de la Cuenca del Golfo San Jorge, con más de 55 concesiones entregadas (algunas de ellas no explotadas), debería ser en el futuro el escenario de la implementación de políticas energéticas alineadas a una estrategia nacional, cuando el país se decida tomar el tema con una visión estratégica y no cortoplacista.
Nuevos esquemas de regalías así como la apertura para que pequeñas empresas operadoras puedan aparecer es un marco posible y deseable. Los costos de producción serán incrementales año tras año, y la participación de pequeñas y medianas operadoras sería una sana alternativa para diversificar la matriz económica de la región.
Entrevista al Ing. MArcelo Hirschfeldt en el programa " ABC Economía" por Radio del Mar (Comodoro Rivadavia, Argentina) conducido por Angel SAnchez y Cesar Herrera. El tema abordado fue el desarrollo de la cuenca del Golfo SAn Jorge, su estado actual y tendencias futuras, asi como el desarrollo de los recursos No-Convencionales en la región.
Regalías Hidrocarburíferas, ¿qué criterio adoptamos para establecerlas y utilizarlas? - Durante las últimas semanas, en el marco de la renegociación del contrato de explotación petrolera por parte de Tecpetrol, sigue en discusión el porcentaje de regalías adicionales de las cuales se coparticiparía a las regiones petroleras, entre otros tantos puntos de análisis. Asimismo, surgieron opiniones acerca de otros porcentajes que manejan algunas empresas en otras provincias y países. Ahora bien, quizás lo primero que deberíamos repasar es la definición de Regalías Petroleras, cuya descripción es similar en casi todos los países de la región vinculados a la explotación de hidrocarburos:
Publicado en CT&F, Ciencia, Tecnología & Futuro (Instituto Colombiano del Petróleo. Jun 2011). Los sistemas de levantamiento artificial (SLA) juegan un rol importante durante el proceso de producción de un campo hidrocarburífero. Su selección, adquisición, instalación, evaluación, monitoreo y su posterior inspección, involucra a diferentes actores, así también como compañías y diferentes sectores dentro de ellas.
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