No todo es Vaca Muerta, los campos maduros también tienen la fórmula para romper récords

La atracción que viene generando en los últimos años la producción no convencional significó, a la vez, una complicación adicional a los campos maduros convencionales que vienen en declino hace poco más de década y media, con sus consecuencias no solo en producción sino también en inversiones y exploración.

Pero a pesar de ese escenario, un reporte indicó que durante abril, la producción nacional de petróleo por métodos de recuperación terciaria (EOR) se mantuvo en niveles récord, consolidando el repunte observado desde marzo.

La recuperación terciaria, también conocida como recuperación mejorada de petróleo (EOR, en inglés), es una técnica para extraer petróleo de un yacimiento después de que los métodos primarios de surgencia natural y secundarios con inyección de agua se agotaron. La recuperación terciaria, en cambio, utiliza un flujo químico que altera las propiedades del petróleo o las rocas para facilitar su aprovechamiento.

El trabajo a cargo del especialista en petróleo Gerardo Tennerini, indicó que el dato a destacar es el crecimiento sostenido del proyecto de Pan American Energy en el área Anticlinal Cerro Grande, que ya muestra un incremento del 70% en lo que va del año.

Si bien este desempeño es prometedor, el desarrollo aún es incipiente en comparación con yacimientos históricos como Manantiales Behr o Chachahuén Sur, lo que abre un panorama interesante para su evolución futura.

Un top 4 del EOR

A cifras de abril, el Top 4 de aportes de la recuperación terciaria (EOR), es encabezado por Manantiales Behr  -8.156,7 bbl/d sumados a la producción total-, el emblemático bloque de YPF en la provincia de Chubut que hoy está a la espera de propuestas de terceras compañías. Le sigue Chachahuén Sur -5.040,7 bbl/d-, también operado por YPF en el extremo sur de la provincia de Mendoza, que también forma parte de la última etapa del proceso de desinversión del Plan Andes.

El tercer yacimiento convencional más productivo con técnicas terciarias es Diadema  -1.669,8 bbl/d-, operado en Comodoro Rivadavia, Argentina, por la empresa CAPSA, una compañía subsidiaria de Capex, y le sigue Anticlinal Cerro Grande / Cerro Dragón -684,1 bbl/d-, donde Pan American Energy comenzó también la exploración de shale gas, lo que promete abrir una nueva etapa en Chubut.

“En un contexto donde se busca maximizar el factor de recuperación y extender la vida de los campos maduros, los nuevos proyectos EOR representan una oportunidad clave para revitalizar la producción convencional con innovación técnica y análisis estratégico”, explicó el analista.

Una década de ascenso en el shale

En los últimos 10 años la producción de petróleo crudo a nivel nacional se expandió un 31% de una forma totalmente despareja. Por un lado se observa un crecimiento extraordinario en la Cuenca Neuquina del 123,6% impulsada por el desempeño notable de Vaca Muerta, pero a la vez una “caída generalizada” en el resto de las cuencas argentinas que tiene sus efectos en varias provincias, destacó un reciente informe anual del Instituto Argentino de Energía (IAE).

Ese proceso tiene un gran impacto en las economías provinciales, y particularmente en la reconfiguración de las fuentes de trabajo, en la generación de empleo provincial y en la administración de las provincias donde la producción de hidrocarburos es declinante.

Qué pasa con la productividad de Vaca Muerta

El 80% de la producción de Vaca Muerta proviene de menos del 20% de sus pozos. Lejos de ser un problema, esta es la realidad del shale que define la estrategia a seguir, explicó Tennerini en otros de sus trabajos.

La producción actual muestra un patrón típico del shale, que es clave conocer desde el inicio del desarrollo. Es decir, más del 60% de los pozos perforados produce menos de 20 m³/día, cerca del 80% está por debajo de los 50 m³/día, y ningún pozo con más de 4 años mantiene producciones por encima de 50 m³/día.

“Estos datos no reflejan un problema, sino la naturaleza misma del shale: alta producción inicial y declino rápido”, reseñó, en referencia a una gran diferencia con los pozos convencionales que una vez perforados tienen una caída de curva de producción mucho más atenuada que se extiende por años.

Por lo tanto, los bloques de Vaca Muerta requieren un ritmo sostenido de perforaciones para sostener la curva agregada de producción, tecnologías complementarias como reterminaciones o reestimulaciones, y en el futuro, procesos EOR adaptados al no convencional, y adicionalmente, planificar desde ahora la gestión ambiental y la integridad de pozos que, más adelante, quedarán fuera de operación.