Hace un mes, la Secretaría de Energía de la Nación celebró que la producción de hidrocarburos alcanzó niveles históricos, con volúmenes pre-pandémicos. La extracción de gas de septiembre, de 133 millones de metros cúbicos diarios (mm3/d), superó en 3,8% a la de febrero de 2020 y resultó la segunda mejor marca en 12 años.

En tanto, la de petróleo fue la más alta en un lustro: 533.000 barriles diarios, un 2,8% más que en agosto, 11% por encima de septiembre de 2020 y 1,1% arriba de febrero de ese mismo año, el mes previo a la llegada del Covid a la Argentina.

En ambos casos, hubo una fuerte tracción de Vaca Muerta. Sobre todo, en el gas: del total de producción del mes, más de la mitad (68 millones de mm3/d) fue de tipo no convencional, impulsada por el Plan Gas.Ar puesto en marcha a inicios de año. Por su parte, mientras que la producción de crudo fue 1,1% superior a la de febrero de 2020, la de tipo shale creció 43% desde entonces, de acuerdo con las estadísticas oficiales.

Los datos de septiembre confirmaron una tendencia que ya se había observado en agosto. "Otro rasgo destacable en lo que va del año es la desaceleración de la caída de la producción convencional de petróleo", observó la consultora Montamat & Asociados, en su Carta Energética de septiembre, donde analizó los datos del mes previo.

"Hasta el mes de junio, acumulaba una caída de 6,7%, aunque en el mes de julio esta declinación se redujo a 0,7%, lo cual puede explicarse en el crecimiento de la producción por vía de recuperación asistida que ha logrado un freno de dicha caída a partir de mayo de 2021, cuando se registra un crecimiento interanual de 1%", consignó. El último registro de variación positiva de producción convencional había sido en junio de 2018, agregó.

"La Argentina, todavía, tiene un alto potencial a desarrollar en sus reservorios convencionales", afirma Gustavo Astie, VP de Upstream Convencional de YPF. Una de las principales causas, explica, son los bajos factores de recobro, especialmente, en los campos de la Cuenca del Golfo San Jorge.

"El desafío es producir ese petróleo remanente en forma eficiente y rentable, aplicando nuevas estrategias de recuperación como, por ejemplo, la recuperación terciaria", agrega.

En junio del año pasado, a poco más de un mes de haber asumido, el CEO de la mayor petrolera del país, Sergio Affronti, reestructuró la organización de la empresa. La unidad de Upstream se dividió en No Convencional y Convencional. El objetivo de esta última es cambiar la tendencia de declino, mediante la aplicación de técnicas de recuperación segundaria y terciaria en yacimientos con muchos años de producción. Quedó a cargo de Astie, un ex Perez Companc que ingresó a YPF en 2005.

"Los campos convencionales en la Argentina llegaron a un estado alto de madurez. Es decir, alcanzaron ya su pico de producción y, en consecuencia, comienzan declinar. Y el mecanismo de recuperación actual está próximo a agotarse", explica el ejecutivo. "Por lo tanto, la eficiencia es el punto clave en el desarrollo rentable de campos maduros y es muy importante el trabajo conjunto de todos los actores para logra condiciones que permitan su desarrollo", indica.

RECUPERACIÓN TERCIARIA, EL DESAFÍO PRIMARIO

El principal desafío que presentan los campos convencionales maduros, observa, está vinculado con lograr la extracción del remanente de hidrocarburo en forma eficiente y rentable. "Para lograr este objetivo, es imprescindible poner continuamente en valor los BOE (N.d.R.: sigla en inglés de ‘barriles de petróleo equivalente') actualmente en producción de los proyectos ya implementados y hacerlos ‘competir' con la rentabilidad de los volúmenes futuros de hidrocarburos provenientes de nuevos proyectos", señala.

En ese sentido, continúa, la pregunta más relevante es cuánto petróleo remanente queda por producir y dónde se encuentra alojado luego de tantos años de explotación sostenida en el tiempo. "Requiere de metodologías y herramientas innovadoras para poder pronosticar el camino que realizaron los fluidos para quedar entrampados en acumulaciones rentables", añade.

Apunta que una fortaleza de estos desarrollos es que ya disponen de toda la infraestructura de superficie, lo que contribuye a la rentabilidad de estos proyectos.

En marzo, YPF anunció un plan de inversiones de US$ 2700 millones a ejecutar en 2021. Más del 70% se destinó a no convencional. En hidrocarburos convencionales, habrá puesto US$ 700 millones, con un desembolso operativo (opex) estimado en US$ 1900 millones, informa Astie. "Hoy, la compañía tiene 74 equipos en actividad, que incluyen ocho perforadores, 31 workovers y 35 pullings destinados al no convencional", mensura.

Destaca que YPF implementa un "ambicioso" plan de recuperación terciaria. La "nave insignia", define, es el bloque Manantiales Behr, de Chubut, que tiene más de 90 años de historia y que, en los últimos meses, batió records de producción, destaca. 

"Allí, hay instaladas cinco plantas de inyección de polímero y se instalarán tres plantas adicionales", describe. También menciona un piloto de inyección en curso en el bloque Los Perales (Santa Cruz) y avances en áreas como El Trébol y Greenbek Norte II (ambas, en Chubut), Los Perales Sur y Cañadón León (Santa Cruz), y Chachauen (Mendoza). 

"El salto en la producción por recuperación asistida se explica en yacimientos maduros de tradición como Manantiales Behr, logrando así un volumen incremental que se suma a otras áreas con importantes volúmenes con esa técnica", había resaltado el informe de Montamat & Asociados, que también mencionó Diadema, yacimiento chubutense que opera Capsa.

En nueve meses de 2021, YPF redujo su pérdida neta 83%, a US$ 280 millones. En su informe de resultados, destacó que el shale (gas, LNG y petróleo) ya representa un tercio de su producción, con tasas de crecimiento interanual mínimas del 20% desde enero. Pero los otros dos tercios -es decir, los hidrocarburos convencionales- retrocedieron 5,6%, en el caso del crudo; 8,9% en el del gas; y 38%, en el fluido licuado. Como consecuencia, la producción total de la empresa acumulada al 30 de septiembre, 481.800 barriles diarios, es 3,5% inferior a la de un año antes.

En ese contexto, la estrategia de YPF en convencionales apunta a optimizar los costos de la producción actual (producción básica) y reemplazar la ineficiente por actividad rentable a mediano y largo plazo, afirma Astie. "A tal fin, estamos desarrollando un plan muy ambicioso de recuperación terciaria (inyección de polímeros), que incluye el diseño de pilotos para poder estimar y cuantificar un potencial de producción muy prometedor", devela.

Este plan, explica, consta de 20 plantas de inyección de polímeros -10 ya están operativas-, que están ubicadas en zonas claves, en las que YPF identificó alto potencial de desarrollo. "También en donde obtenemos buenos resultados, buscamos masificar el desarrollo en forma acelerada como lo estamos haciendo en Chubut, en el yacimiento Manantiales Behr", agrega.

"Un alto porcentaje de estos campos presentan dos características particulares: alta viscosidad del petróleo y alta heterogeneidad de los reservorios -explica-. Esta combinación de propiedades hace que el agua tenga una muy baja eficiencia de barrido, dejando en el camino mucho petróleo sin producir (bypassed oil). Esta relación de movilidad desfavorable entre el agua y el petróleo viscoso puede ser mejorada incorporando polímeros, lo que permite optimizar la eficiencia de barrido significativamente".

Astie señala que el objetivo principal de los mecanismos de recuperación por inyección de polímeros es el de recuperar ese petróleo remanente adicional -es decir, el bypassed oil- que no fue producido de forma primaria ni secundaria y que, además, no podría recuperarse en forma rentable sólo por recuperación secundaria.

"YPF está a la vanguardia en el desarrollo de campos maduros por recuperación terciaria, que es donde se observa el mayor potencial de crecimiento. Y estos proyectos son una suerte de ‘caso testigo' para el resto de la industria local", subraya. No obstante, la puerta está abierta a asociaciones con otros players. "Se podría pensar en algún tipo de asociación con compañías internacionales de intercambio de experiencias o transferencia tecnológica", reconoce.

La empresa avanza con su desinversión en cuatro clusters de más de 30 áreas secundarias o maduras, agrupadas en Neuquén, Mendoza y Tierra del Fuego.

En mayo, una decena de empresas le presentó sus lineamientos generales de sus planes de desarrollo para esos campos. Mencionó a compañías grandes, como Pampa Energía, y a operadores independientes, como Capsa, Roch, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), Crown Point (del grupo ST), Aconcagua Energía y Phoenix Global Resources. Esta última tiene un programa de inversiones de más de US$ 220 millones en 24 meses para exploración y desarrollo, tanto en Vaca Muerta como en activos convencionales.

LA APUESTA DE PAE

Pan American Energy (PAE) es otro player de peso que, pese al momento de Vaca Muerta, no le quita foco al convencional. El grupo que lidera la familia Bulgheroni aporta el 19% del petróleo producido en la Argentina. Sus principales activos convencionales están en la Cuenca del Golfo San Jorge (Chubut y Santa Cruz). 

Actualmente, tiene 44 equipos, entre perforación, workovers y pullings. De ellos, 42 están en Cerro Dragón, el yacimiento de petróleo más importante del país, con una producción promedio de 13.500 metros cúbicos diarios de petróleo y 7,5 mm3d de gas.

En esa misma cuenca, PAE opera y produce hidrocarburos en los bloques Anticlinal Funes, Piedra Clavada, Meseta Cerón Chico y Koluel Kaike.

"La característica más distintiva de la Cuenca del Golfo San Jorge es la heterogeneidad de sus reservorios en cuanto a tamaño, petrofísica, saturación de hidrocarburos y entrampamiento", explican fuentes del grupo.

"Por otra parte, es una cuenca altamente explorada y desarrollada casi en su totalidad. Pero la necesidad de rejuvenecer o estirar la vida de los activos hace necesario continuar con inversión, tanto en desarrollo como en exploración, principalmente, profunda", agregan.

En tal sentido, aclaran que, si bien existen "excelentes oportunidades" (sic) en activos no convencionales (como Vaca Muerta, en Neuquén) y en el off-shore en el exterior del país, la inversión destinada a los yacimientos convencionales en el Golfo de San Jorge continúa siendo la más importante para el grupo. En los últimos cinco años, precisan, promedió los US$ 800 millones. También recibirá más del 50% de sus desembolsos para los próximos años, añaden.

PAE opera más de 4500 pozos productores y más de 1120 pozos inyectores. "Los desafíos en este tipo de yacimientos convencionales y maduros pasan por la optimización de la producción, la recuperación secundaria y por la maximización de los proyectos de recuperación terciaria, principalmente, por utilización de polímeros", explican.

"Por otra parte, se hace necesario minimizar los costos. Pero, a la vez, ejecutar un plan de mantenimiento excelente, tanto a las instalaciones de superficie como a los pozos; gestionar la integridad de los activos; minimizar los consumos de energía y mantener una operación sustentable", amplían.

Otras claves para sostener las actividades en yacimientos convencionales, agregan, son la exportación de crudo (PAE cumplirá dos décadas como principal exportador de petróleo del país) y el uso e incorporación de tecnología, como analítica de datos, realidad aumentada, simuladores, drones, robots y aplicaciones móviles.

"Todas estas características contribuyen al desarrollo y operación sustentable de un campo convencional", explican, a la vez que resaltan un factor determinante para el éxito: las competencias técnicas, tanto del personal propio como de los contratistas.