El directivo precisó que el factor de recuperación promedio en los yacimientos convencionales de petróleo ronda el 20%. Para mejorar estos bajos valores, abogó por una mayor aplicación de tecnologías terciarias. También indicó que los reservorios del Grupo Cuyo cuentan con importantes recursos de tight gas. Y destacó que el desarrollo de Vaca Muerta “sólo será viable si se bajan los costos y aumenta la productividad”.

La explotación de los yacimientos no convencionales de hidrocarburos –en especial de los alojados en Vaca Muerta, una de las formaciones de roca generadora de la cuenca Neuquina– fue, quizás, el principal tema que se discutió en el VII Seminario Estratégico organizado por la Sociedad de Ingenieros en Petróleo (SPE) en el centro porteño, a mediados de junio.

Varios expositores repasaron la actualidad de los principales proyectos shale que se están ejecutando en Neuquén y enumeraron los desafíos tecnológicos, económicos y político-sociales que enfrenta la industria para alcanzar un desarrollo masivo de ese tipo de reservorios.

Sin embargo, la agenda de la conferencia, a la que asistieron los máximos directivos del sector, también dedicó espacio a otros temas. Telmo Gerlero, gerente de Reservorios de Pluspetrol, optó, por ejemplo, por destacar la necesidad de optimizar la producción de campos convencionales, aunque también dedicó unos minutos a analizar el potencial de las tight sands y de los campos no convencionales. “¿Cómo la tecnología nos ayuda a progresar recursos existentes?”, fue el título de su presentación.

Es fundamental, a su entender, elevar la recuperación de hidrocarburos en formaciones maduras. “El factor de recuperación en los grandes yacimientos argentinos es relativamente bajo si se lo compara con otros países. Existen muchas oportunidades si aplicamos nuevas tecnologías.

Se puede mejorar la recuperación secundaria aplicando tecnologías como conformance, generando pulsos de presión, implementando proyectos de recuperación terciaria (inyección de polímeros, surfactantes), perforar pozos in fill, etc. Hay que buscar este tipo de oportunidades en todas las cuencas productivas”, destacó. Pluspetrol aplica muchas de estas tecnologías y está presente con muchos papers escritos por sus profesionales en eventos que realiza el SPE a nivel nacional e internacional.

MÁS RESERVAS

El factor de recuperación promedio de los campos de la cuenca Neuquina ronda el 20%. Gerlero sostiene que, en función de estudios de laboratorio realizados por Pluspetrol, la tercera petrolera del upstream local, es posible elevar ese guarismo hasta un 35% e incluso un 40%.

Según estudios realizados por las empresas operadoras en el marco del Ministerio de Ciencia y Tecnología-IAPG, el impacto de la implementación de tecnologías químicas de EOR podría concluir en una adición de reservas de 470 millones de barriles de petróleo. “La aplicación de tecnologías permite barrer más hidrocarburos. Se saca gran parte del petróleo que está entrampado en la roca. Son operaciones rentables en materia de precios, aunque hay que analizar cada caso en particular para ver de qué manera se aplica”, expresó el ejecutivo de Pluspetrol.

TIGHT GAS

Pluspetrol es una de las pioneras en el desarrollo del gas entrampado en arenas compactas (tight sands). Lleva perforados más de 75 pozos en Centenario, su principal yacimiento gasífero de la cuenca Neuquina. En ese sentido, para Gerlero hay algunas lecciones aprendidas en cuanto a la explotación óptima de ese tipo de recursos. A pesar de eso, señaló que aún no hay una metodología clara que permita identificar las estimulaciones óptimas de los yacimientos.

“No hemos logrado construir un modelo predictivo confiable para identificar los sweet spots en las arenas compactas. Se requiere mayor tiempo de producción y una mayor muestra de pozos de tight gas”, advirtió Gerlero. “En la formación Grupo Cuyo Inferior, al norte de la Dorsal Huincul (conformada por áreas como Estación Fernández Oro, Centenario, Agua del Cajón, Río Neuquén y Lindero Atravesado, entre otras), los recursos de tight gas podrían ascender hasta los 25 TCF”, de los que podríamos recuperar 10 TCF e incrementar así las reservas de gas probadas de Argentina”, detalló.

NO CONVENCIONALES

En cuanto al desarrollo de los campos no convencionales, el directivo de Pluspetrol señaló que el desafío reside en transformar los recursos hidrocarburíferos en reservas. “Hay que liderar una transformación muy grande en la industria para lograr que los costos bajen y la productividad de los pozos mejore”, enfatizó.

Hay varios puntos en los que se debe trabajar para que las inversiones en los reservorios shale sean rentables. Van desde la construcción del pozo hasta mejorar la logística, rutas y centros de provisión de insumos, para lo cual “es necesario romper con viejos paradigmas, dado que no es lo mismo el desarrollo de un campo de manera convencional que no convencional”.

Una de las claves, desde su visión, es optimizar la fase de completación de los pozos; un ítem que representa un 50% del costo total e impacta fuertemente sobre la producción acumulada (EUR) de los pozos.

“Todo lo bueno que vemos en la etapa de drilling nos está faltando en la de completación. Hay que evaluar el largo ideal del tramo horizontal de las perforaciones, así como la cantidad de fracturas, su espaciamiento y la conveniencia de apelar o no a la tecnología de entrada limitada para la estimulación”, analizó Gerlero. “La tecnología que llegó hasta ahora al país es la más cara. Debemos lograr una masa crítica de trabajo entre todas las operadoras, que nos permita traer nuevas compañías de servicios bien focalizadas y de bajo costo”, añadió.

En ese sentido –continuó–, la buena noticia es que tenemos los recursos y éstos son productivos, pero no son reservas. “Serán reservas en la medida en que alcancemos proyectos económicos con rentabilidad positiva”, indicó.

“Tenemos que entender que si todos los actores que intervienen en la cadena del valor de la industria, como operadoras, compañías de servicio, proveedores, sindicatos, autoridades provinciales y comerciantes en general trabajamos en conjunto para despejar la ecuación económica de este tipo de proyectos, vamos a poder perforar muchos pozos durante muchos años, contribuyendo a un incremento significativo de la actividad”, concluyó Gerlero.