El 81% de la producción de petróleo de YPF, el mayor jugador de la industria hidrocarburífera, proviene de yacimientos convencionales, que explican también un 51% de la oferta de gas. Por peso específico propio, los números de la empresa controlada por el Estado espejan de manera casi idéntica la estadística nacional. La marcada declinación de ese tipo de campos, que caen a un ritmo promedio del 14% anual, atenta contra el brillo de Vaca Muerta. Lo que termina sucediendo es que la creciente producción de no convencionales compensa la declinación de los reservorios convencionales. 

No es un problema exclusivo de YPF. Atraviesa toda la industria. Y es una debilidad intrínseca de la estructura energética argentina, por ahora infravalorada en ámbitos de discusión.

«En los últimos tres o cuatro años, YPF viene flat (casi sin crecimiento), reemplazando la declinación del convencional con proyectos no convencionales», admite Cristian Espina, gerente de Geociencias y Reservorios de la petrolera, que recibió a TRAMA en su oficina de la torre de Puerto Madero, junto con Diego Leiguarda, gerente de Desarrollo de Reservorios, y José Luis Massaferro, gerente de Estudios EOR. «Vaca Muerta no va a brillar si no ponemos en caja el convencional», completa.

Con menos marquesinas que los desarrollos en Vaca Muerta,
YPF encaró en 2018 un proyecto igual o más urgente que la explotación del shale de Neuquén. En enero de ese año inició un re-estudio de su porfolio de yacimientos maduros, aquellos que llevan décadas en explotación. 

Por diversos motivos –entre los que podrían señalarse la elevada barrera de ingreso a los campos no convencionales y el enorme esfuerzo de inversión que requieren esos proyectos–, la puesta en valor del convencional por medio de trabajos de secundaria y terciaria y de incorporación de nuevas empresas a la operación de ese tipo de campos es un mandato imprescindible para la Argentina. Si, como ya es casi un hecho, en 2020 los desembolsos en Vaca Muerta serán bastante inferiores que los de 2018 y 2019, amortiguar lo más posible la declinación de los yacimientos convencionales se convertirá en la prioridad de la industria. 

La re-evaluación parcial de los activos de YPF concluirá en 2021, pero ya motivó una resignificación dentro de la empresa. La categoría viejos reemplazó a la de maduros. «Este re-estudio, o refinación de los estudios existentes, nos permitió incrementar el factor de recobro, bajar la declinación y revertir el índice de madurez», explica Leiguarda, un ingeniero especializado en campos maduros que se sumó a YPF en mayo de 2018 después de realizar casi toda su carrera en Pan American Energy (PAE). 

El departamento de Geociencias y Reservorios de YPF inició en enero de 2018 un proceso de re-estudio de 246 proyectos convencionales. En muchos casos se están reinterpretando datos existentes, pero con una metodología diferente. El enfoque anterior apuntaba a buscar oportunidades para la producción primaria de los campos. Hoy se pone el foco en la optimización de la secundaria y en la identificación de proyectos de terciaria con polímeros, un área donde la compañía apunta a crecer agresivamente, y más adelante a partir de la inyección de surfactantes. 

Para los primeros días de noviembre ya estaban completados 67 de esos estudios. «Estamos en curso de evaluación de 44 y nos faltan otros 135. Estimamos que para diciembre de 2021 barreremos todos los campos que actualmente tiene YPF con estos estándares metodológicos», agrega Massaferro.

Definir prioridades

En términos historiográficos, lo que está haciendo YPF es revisar lo dado con la creencia de que aún queda mucho por hacer en yacimientos convencionales que muchos creían terminados. Chihuido de la Sierra Negra, campo emblemático de la petrolera que supo ser uno de los pulmones petrolíferos del país, es un emergente de este enfoque revisionista. En marzo de 2019, YPF concluyó un estudio que demostró que el factor de recobro del reservorio estaba equivocado. Se creía que era del 35% cuando la re-evaluación demostró que solo es del 28%. Es decir, se puede extraer un 20% más de hidrocarburos de lo que se creía. Donde se pensaba que ya no había mucho por hacer, YPF diseñó un plan de recuperación secundaria para perforar 200 pozos nuevos en los próximos tres años. «Cuando visualizamos este tipo de proyectos en campos que para la compañía ya estaban en fase de casi abandono, transmitimos un mensaje muy fuerte para dentro de la organización», destaca Espina, que inició su trayectoria profesional en Tecpetrol, pasó por PAE y se sumó a YPF en marzo del año pasado.  

La estructura de Geociencias de YPF está integrada, sin tener en cuenta los proyectos de recuperación terciaria (EOR, por sus siglas en inglés), por 126 profesionales quienes están estudiando campos que supuestamente eran maduros. También se contrató a 16 especialistas externos para complementar los análisis. 

La primera etapa de la avanzada para revitalizar el convencinal es traccionada por la recuperación secundaria. En la Cuenca del Golfo San Jorge, el bastión de ese tipo de proyectos, la producción secundaria de YPF superó en 2019 a la primaria y se alcanzó el récord de inyección de agua. La empresa está redefiniendo completamente el proceso de waterflooding (inyección). A lo que apunta, en la práctica, es a alcanzar estándares que registran otros operadoras presentes en la cuenca. 

«Este año logramos reducir la declinación de la básica de secundaria, que cayó un 6%. Pensá que disminuir 2% o 3% la declinación básica de un campo maduro puede revertir o retrasar el índice de madurez en 10 años. Pusimos el foco en cómo maximizar las eficiencias tanto de barrido como de ariales y verticales para identificar yacimientos que eran considerados maduros, que nosotros estamos convencidos de que en realidad no lo son», advierte Leiguarda.  

YPF produce hoy 14.000 metros cúbicos diarios (m3/d) de petróleo por medio de proyectos de recuperación secundaria. La petrolera lanzó un ambicioso proyecto para optimizar el conformance y el ritmo de inyección en más de 20 áreas. Eso implica, en primer lugar, incorporar tecnología y ganar en eficiencia en instalaciones de superficie. 

¿Qué es el conformance? Es un concepto que busca asegurar
que el frente de agua barra de forma pareja todas las capas o reservorios de un sistema hidrocarburífero. La petrolera detectó que, por el deficiente rendimiento en esa materia, en una veintena de campos existe una merma por conformance equivalente a 3.500 m3/d de petróleo. Es un número teórico, dado que en la práctica es imposible aumentar la producción de esos campos al mismo tiempo. 

¿Cómo se logra una mejora de esos indicadores? 

—Leiguarda: Para lograr un barrido parejo, que implica maximizar eficiencias, se estudian y definen los caudales individuales que cada reservorio debe recibir. Cuando uno pone en operación un determinado proyecto, esos caudales van variando y empieza a haber problemas operativos que desvían ese canal objetivo para maximizar eficiencias. Cuando uno ve eso se empieza a medir conformance menor a 100. Lo que debemos buscar desde la operación es ir corrigiendo esos desvíos naturales que se van dando a medida que avanza el proceso de inyección, para mantener valores de conformance aceptables. Hablando del Golfo de San Jorge, que es multicapa, con heterogeneidades verticales y laterales, mantener un conformance de 50% a lo largo del tiempo es algo absolutamente razonable y positivo.
Hoy estamos en un promedio de 31% o 32%. Esa oportunidad, que estamos tratando de materializar en un plan de dos años, nos va a llevar a reducir aún más la declinación que estamos teniendo.

Para pasar del 31% al 50%, ¿la clave es la renovación de la tecnología o también implica un cambio en la gestión de los campos? 

—Espina: La tecnología es una de las claves. Hace un año y medio, casi dos, menos del 20% de los pozos inyectores tenían telemetría. Esto significa que detectábamos el desvío del conformance o el desvío de inyección a los tres o cuatro meses, dependiendo de las rutinas de mantenimiento. Ahora estamos cerrando el año con el 90% de los pozos con telemetría, por lo que los desvíos se detectan de manera inmediata y se corrigen rápidamente. Otro punto importante es la gestión de la inyección, para lo cual es central el manejo de las pérdidas. Anteriormente se declaraban las pérdidas de inyección, pero no se cuantificaba la pérdida de petróleo asociada. Entonces era muy difícil asignar recursos si no teníamos visualizado cuál era el petróleo que estábamos perdiendo. Ahora implementamos un sistema corporativo que implica que cada vez que un pozo inyector se para o se aleja del conformance, automáticamente se visualizan las pérdidas potenciales de petróleo. Eso facilita muchísimo la priorización de los recursos para recuperar los pozos inyectores. Esas dos iniciativas son las que estamos implementando para llegar al target de 50% del conformance.

Declinación

Una vez que la petrolera alcance el target en materia de conformance y ritmo de inyección, la meta es estabilizarse en una declinación al 8%. «Ahora, mientras vamos creciendo podemos lograr una tasa del 6%. Pero una vez que alcancemos el target, lograr una declinación de 8% sería muy bueno», proyecta Leiguarda.

El ritmo de inyección es un aspecto estratégico de la operación, además, porque si el caudal es excesivo puede terminar bypasseando el petróleo, es decir, canalizándolo sin poder extraerlo. Si, en cambio, se inyecta muy lento, el riesgo es no alcanzar el banco de petróleo. «Cada yacimiento debe tener su ritmo de inyección particular. Vimos que, en promedio, inyectamos un volumen poral cada 8 años. En esa clave, es importante la integración de la secundaria y la terciaria. Cuando diseñamos proyectos de secundaria, ya estamos pensando en qué parte de ese desarrollo vamos a aplicar la terciaria. Existen campos en particular donde constatamos que prácticamente podemos pasar del desarrollo primario a la terciaria», indica Espina. 

¿Cómo determinan a qué área van a buscar terciaria y a qué área van a buscar eficientizar la secundaria?

—Espina: Dentro del grupo de screening aplicamos tres o cuatro criterios que funcionan como un filtro grande para cuantificar la terciaria: el campo debe tener una viscosidad alta; la temperatura de los reservorios tiene que ser menor a los 100 grados porque el polímero se degrada; y la salinidad debe ser normalmente baja. 

En yacimientos de petróleos no muy pesados o de no baja viscosidad, con factores de recobro del 15%, si eficientizamos la secundaria podemos llevarlo al 25%. Sin embargo, hay zonas donde la viscosidad es mucho más alta, por lo que eficientizar la secundaria es más difícil. Es como inyectar agua para barrer dulce de leche. Se va canalizando y no desplaza nada. En esas zonas es mucho más razonable ir a buscar el incremental que aporta la inyección de polímeros. 

¿Para fines de 2019 quieren contar con 10 plantas piloto de recuperación terciaria instaladas?

—Massaferro: Sí, tenemos dos plantas ya funcionando y en breve vamos a tener 10 más. Vamos a llegar a un total de 12. Son aproximadamente 80 inyectores que van a estar inyectando polímeros. Para darte una idea, Capsa, que lleva muchos años en esto, tiene esa misma cantidad. Lo que quisimos hacer fue una curva de crecimiento muy agresiva. 

¿Cómo definen la especificidad del polímero?

—Massaferro: Lo que discrimina son las altas temperaturas. Si las temperaturas son altas, usamos un polímero más caro que resista. La temperatura va asociada con la profundidad. En defintiva, hay que ver cómo responde el reservorio. Hay reservorios más cerrados y otros más permeables, entonces debemos usar pesos moleculares distintos. La clave es que el polímero acceda a la roca en forma pareja y pueda barrer ese petróleo de la forma más eficiente. 

¿En Manantiales Behr tienen más homogeneidad?

—Massaferro: Exactamente. Y estamos haciendo pilotos en Los Perales y en Desfiladero Bayo. Para resumir, de estas primeras 10 plantas, cinco irán a la expansión de Manantiales Behr, porque ya tenemos un piloto con resultados. Tres van a la expansión de Desfiladero Bayo. Y dos van a Los Perales, donde todavía no hemos lanzado un desarrollo piloto. 

¿Cuáles son los plazos en los pilotos?

—Massaferro: Tenemos una etapa de screening, una de laboratorio, una de piloto, otra de expansión y una final de masificación. Todo el proceso, hasta la comercialidad, son cinco o seis años. 

Espina: Pero el tiempo de respuesta es de alrededor de un año. ×