“La recuperación terciaria y los yacimientos no convencionales apuntalarán el largo plazo de la industria”

Según precisó Ernesto López Anadón, presidente del IAPG

El directivo señaló que frente a la declinación natural de los grandes yacimientos, que atraviesan un estadio de madurez, es clave impulsar la recuperación terciaria en reservorios maduros, la exploración de áreas frontera tanto off shore como en tierra y la explotación de reservorios no convencionales para modificar el panorama del sector.

A pesar de explotar yacimientos maduros, que en los últimos años han perdido rendimiento, Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), señaló que existe un combo compuesto por tres ejes que, de transitarse de forma auspiciosa, permitirán garantizar el desarrollo de la industria de hidrocarburos en el largo plazo.

Se trata, según precisó el directivo, de impulsar la recuperación terciaria en reservorios maduros, la exploración de áreas frontera tanto off shore como en tierra y la explotación de reservorios no convencionales, señalados en la industria como el futuro del upstream petrolero en la Argentina.

“En el año 2009 el IAPG firmó un acuerdo marco con el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación Productiva para generar programas de desarrollo tecnológicos en temas que fueran de interés para las empresas socias. Hoy, el primer programa para desarrollar tecnologías en recuperación terciaria está en marcha, y se está llevando a cabo con las universidades de Cuyo, Comahue y Buenos Aires”, destacó López Anadón a Revista Petroquímica, Petróleo, Gas & Quimica.

La inyección de geles y otros productos químicos (surfactantes) en las formaciones petroleras a fin de incrementar la cantidad de petróleo que se recupera con el bombeo de crudo es una de las grandes apuestas del sector, no sólo en la Argentina sino también a nivel mundial. Es que a medida que pasan los años de explotación de un campo la cantidad que se extrae es menor. Las estadísticas de la industria local muestran esa tendencia inevitable.

A mediados de la década del ‘90 12.540 pozos productores aportaban un promedio de 9,1 metros cúbicos diarios (m³/día) cada uno. En la actualidad, el número de pozos casi se ha duplicado (son alrededor de 22.200 pozos) y la media cayó a la mitad: ronda los 4 m³/día. Algo similar sucede con el gas. En poco más de 15 años se pasó de unas 630 unidades productoras con un promedio de 133.000 m³/día por pozo a 2.030 pozos con una media de 62.000 m³/día, también algo menos de la mitad.

“A eso hay que agregar que la mayoría de nuestros yacimientos están bajo sistemas de recuperación secundaria por inyección de agua o con compresión de baja y media presión para el caso del gas”, señaló López Anadón.

El acuerdo entre el IAPG y el ministerio que dirige Lino Barañao está apuntalado por un grupo de seis petroleras -YPF, PAE, Pluspetrol, Tecpetrol, Chevron y Petrobras- que apoyan y participan del programa. “Es una iniciativa muy importante para mejorar la recuperación final de petróleo que, de tener éxito, puede agregar importantes reservas a los yacimientos actuales”, resaltó el ejecutivo.

De frontera

Con respecto a la exploración en cuencas no tradicionales, conocidas en la jerga petrolera como ‘de frontera’, el directivo puso el ejemplo del consorcio integrado por YPF, Petrobras, PAE y Enarsa, que este año encaró la perforación de un pozo exploratorio en la Cuenca de Malvinas en aguas del Atlántico Sur, donde las condiciones climáticas y del mar son consideradas como unas de las más rigurosas del mundo.

El proyecto, que demandó una inversión superior a los 100 millones de dólares, finalmente no alcanzó los objetivos buscados, pero dejó de manifiesto el esfuerzo de inversión que se lleva este tipo de iniciativas.

“La exploración de frontera requiere de paciencia y largos tiempos, recuperación terciaria de investigación, pruebas piloto y nuevamente investigación para corregir resultados y encarar la explotación de reservorios no convencionales mediante una perforación continua”, indicó López Anadón.

La tercera pata de la estrategia para levantar la producción de hidrocarburos consiste en desarrollar los yacimientos no convencionales de petróleo y de gas, comúnmente denominados shale oil, shale gas y tight gas.

Este tipo de campos, más complejos en cuanto a su geología debido a que están a mayor profundidad y son menos porosos y permeables, demandan la utilización de tecnología de punta, más costosa que la convencional. Y si bien su exploración es reciente, ya hay experiencias de pozos tanto de gas como de petróleo perforados y puestos en producción en la Cuenca Neuquina por parte de YPF, Apache, Pluspetrol y Total, entre otras, que confirman la viabilidad de su explotación. “Mucho se ha hablado del enorme potencial que tienen nuestras cuencas para la explotación de hidrocarburos de formaciones no convencionales. En ese sentido, los pozos realizados con resultados altamente positivos abren grandes posibilidades para desarrollar reservas a partir de ese tipo de formaciones”, destacó el presidente del IAPG.

Estabilidad

El directivo advirtió que “todas esas actividades requerirán de un esfuerzo continuo de todos los sectores involucrados, dado que no se pueden sufrir interrupciones en ese tipo de trabajos, pues de ocurrir una caída de producción la postergación de los proyectos sería inmediata”.

Así hizo alusión de forma indirecta a los conflictos gremiales acontecidos durante la primera mitad del año que paralizaron por más de 60 días la actividad en los yacimientos de Santa Cruz. “Por eso también se requerirá del concurso permanente de los gobiernos y las fuerzas sindicales para asegurar la continuidad de la actividad, evitando interrupciones que puedan causar efectos dañinos”, señaló.

La Argentina produce hoy en día alrededor de 47.000 millones de metros cúbicos anuales de gas (MMm³/año) y 35 MMm³/año de petróleo, volúmenes relevantes aun a escala internacional.

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