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La tercera vida del convencional

Las áreas del Golfo de San Jorge mantienen una declinación constante desde 2016, y ante ese desafío la producción a partir de la inyección de polímeros se incrementó un 235% en los últimos 2 años.

La histórica Cuenca del Golfo de San Jorge produce el 40% de la producción de petróleo de la Argentina, de la cual el 50% proviene de recuperación secundaria, 46% de primaria, y 4% por asistida (EOR), pero a pesar de la importancia de esas cifras presenta una declinación constante desde 2016, y un incremento simultáneo en la producción de agua.

En tiempos de los recursos por demás abundantes y cada vez más competitivos de Vaca Muerta, los campos convencionales maduros tienen potencial suficiente para mantener una continuidad en la producción, con un recurso de nivel mundial en términos de calidad, de tecnología, y referente en este tipo de yacimiento.

Marcelo Hirschfeldt, Ingeniero en Petróleo, docente de la Carrera de Ingeniería en Petróleo de la UNPSJB y director de la consultora OilProduction Consulting, graficó que “a gran parte de las reservas convencionales, literalmente se les viene el agua, y este es el desafío de cualquier campo maduro que experimenta desde hace años la declinación de la producción de petróleo y gas”. Es que el porcentaje de agua de las áreas productivas del Golfo es del 94,6%, aunque está comenzando a revertirse en algunos yacimientos a partir de la implementación de estrategias para el manejo de agua inyectada en subsuelo. Y en tal sentido, la producción proveniente de EOR a partir de la utilización de polímeros se incrementó un 235% en los últimos 2 años.

Para Hirschfeldt, el Golfo de San Jorge tiene por delante “el desafio de poder mantener la producción mejorando la eficiencia energética, el manejo del gua y el factor de recupero de reservas, en otras palabras en cómo ser más eficente y sacar mayor cantidad de petróleo en los reservorios”. En esa tarea, el desafío tecnológico no es menos importante que en una formación no convencional, mediante el avance de la recuperación terciaria y la inyección de polímeros para mejorar la relación agua-petróleo, tal como lograron Capsa en el yacimiento Diadema que se ubica en las afueras de Comodoro Rivadavia, o YPF en el ya centenario yacimiento de Manantiales Behr.

Pero ante esta situación de complejidad operativa y el atractivo que tiene el desarrollo de Vaca Muerta, la pregunta es porqué seguir apostando a un convencional en declino sostenido desde mediados de la década pasada. La respuesta en parte se encuentra en que la producción de petróleo convencional, aunque disminuyó 5,1% en los últimos doce meses representa el 68,8% del total, en tanto que en el gas natural convencional, con una caída de 5,8% en el miso período representa el 53,8% del total nacional.

Pero el director de OilProduction también destaca que “la producción convencional es estable, no sólo en producción mas allá de las declinaciones sino que es menos espasmódica que el no convencional que aún debe avanzar en cómo amortiguar los picos y bajas”. Con ese concepto el convencional da “mayor continuidad productiva y si bien no tiene una producción inmediata alta como se puede observar en Vaca Muerta, mantiene una continuidad de mediano y largo plazo que hoy requiere enfrentar ese desafío de bajar el mix de porcentajes de agua y petróleo”.

“No hay que esperar un boom petrolero en la Cuenca del Golfo -aseguró Hirschfeldt- sino mantener la actividad, implementar los proyectos, hacer ajustes de regalías para poner reservas en producción, dar incentivos a las empresas” que de otra forma no saldrían a invertir en sus áreas ya maduras con un criterio de mayor eficiencia. Pero no volver contar con los momentos dorados de la industria -ya sea por la irrupción del no convencional como por el empuje de la transición energética- obliga a repensar en las provincias de la región del Golfo más allá del petróleo.

El Impacto Social

Las curvas de producción en la Cuenca del Golfo indican que la de petróleo decayó un 20 % en los últimos 5 años, y la de gas un 32% en el mismo período. En este punto Hirschfeldt destaca que el desarrollo depende principalmente de la perforación de pozos nuevos que permitan incorporar producción por recuperación primaria e incorporar pozos productores e inyectores afectados a proyectos de recuperación secundaria con el fin de incrementar lo que se denomina Factor de Recupero de Reservas.

“Pero si bien la producción es importante -analizó-, la exportación y el autoabastecimiento, también hay que ver qué se quiere ser como región más allá de la caja petrolera y la tendencia es a que las empresas piensen en eficiencia energética, en la transición hacia otros recursos, a mejorar el manejo del agua, de las emisiones, de los pasivos ambientales y trabajar estratégicamente. No sólo pensar en el corto y mediano plazo, sino en un plan estratégico que permita anticipar que si no hay grandes descubrimientos qué va a pasar con la actividad, con la economía regional y la estabilidad social”.

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