Mauricio Russo, socio fundador y director comercial de Oilstone; Jorge Buciak, gerente de Ingeniería en Capsa-Capex; Jorge Kessler, gerente ejecutivo de la Regional Sur de YPF; y Christian Rojas, director de desarrollo de CGC, expusieron en el 8° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Gas y del Petróleo sobre las distintas iniciativas que han impulsado las empresas para potenciar el desarrollo de los proyectos en los campos maduros.

¿Cómo lograr que el convencional vuelva a ser atractivo?

Russo explicó que hubo una fuerte caída de la producción en los últimos 20 años en lo referido al convencional. Que fue de un 55% a nivel nacional y de un 75% en la cuenca Neuquina. A su vez, detalló que esto tuvo un impacto en la inversión puesto que esta cayó un 41% a nivel nacional.

El ejecutivo de Oilstone indicó que la densidad del crudo se está modificando y que las refinerías hoy no están preparadas para esto. Por lo que afirmó que “resulta atractivo volver al convencional para corregir la calidad. Además, hay un tema social. El convencional se encuentra en zonas donde el no convencional no está, por ejemplo, en Cutral Có y es importante seguir manteniendo activas estas zonas con la producción”.

También habló de la concentración en Vaca Muerta y el riesgo geográfico que esto provoca. Sobre este punto desarrolló que el no convencional, en su mayoría, se ubica en Neuquén y que ante esto resulta fundamental que el negocio del convencional reciba inversiones para que no se deterioren las instalaciones y los pozos.

Frente a este escenario, Russo marcó una línea de acción en donde propuso diferentes medidas que se deberían tomar en pos de potenciar el desarrollo de los campos maduros. En primer lugar, planteó que el estado nacional debería eliminar los derechos de exportación y permitir que las operadoras que están en los desarrollos convencionales tengan libre acceso a la exportación y al sistema de transporte con contrato sin obligación de prepago.

En esa misma línea, sostuvo que los estados provinciales tendrían que garantizar una reducción de alícuotas de las regalías. También, una reducción de canon hidrocarburífero y tasas ambientales. Y que los sindicatos tendrían que brindar flexibilidad operativa (multiplicidad de tareas, eliminación de cuadrillas adicionales). 

Por último, el directivo de Oilstone manifestó que “es importante tener financiación. Si no se toman medidas el negocio convencional continuará deteriorándose hasta que hará irreversible su situación provocando el cierre de numerosos campos”.

La innovación como estrategia para el desarrollo

A su turno, Buciak aseveró: “Los operadores debemos ser innovadores para que la curva de producción no caiga. Tenemos que desarrollar productos puntuales para bajar los costos”.

En este sentido, se refirió al primer proyecto de polímeros e indicó que con eso se demostró que era posible realizar recuperación terciaria. A su vez, adelantó que en la actualidad desde la compañía están trabajando sobre los biopolímeros para trazar un camino hacia los biosufractantes.

En relación a ese punto marcó que la tecnología ahora se focaliza en Vaca Muerta y en el offshore, pero que hay que buscar innovación y herramientas para los pozos maduros. No obstante, advirtió que allí se encuentra el desafío porque se trata de instrumentos muy caros.

Por eso, informó que desde la compañía siempre están en la búsqueda de proveedores con solvencia financiera a los cuales se los ayuda con el desarrollo, la prueba piloto, con la mejora del producto y con el suministro de pozos. Y para aquellos que no poseen solvencia financiera, se genera una empresa nueva en donde la firma aporta el total de los egresos al proveedor.

En cuanto a las iniciativas en tecnología impulsadas por Capsa- Capex, Buciak exhibió que cuentan con 14 líneas de innovación en marcha: cinco líneas de desarrollo de sistemas extractivos y de inyección, cinco líneas de químicos para recuperación terciaria y cuatro de desarrollo de sistemas de control y medición.

Sobre esto, precisó: “Para solucionar la distribución del agua hemos desarrollado una válvula para lograr una distribución vertical. Desarrollamos distintos polímeros y el surfractante rocksweep. Con esto estamos bajando el desarrollo de inversión en US$ 6 por barril. También, diseñamos un sistema para medir petróleo en mucha agua. La idea es que tengamos en el celular la información de los controles”

Por último, el ejecutivo de Capsa- Capex informó que “otro proyecto es el side track masivo, el utilizar los pozos existentes. Lo estudiamos bastante. Hoy nos cuesta US$ 7 inyectar un metro cúbico. La idea es llegar a US$ 4. Y también desarrollar biopolímeros en la Argentina”.

Resultados

Kessler dio cuenta del trabajo de YPF y planteó que la empresa ha puesto foco en la eficiencia, en la innovación y la tecnología para la operación de los pozos. También, que la petrolera cuenta con 13 torres de perforación, 34 de pulling, 58 bloques de concesión que se encuentran en explotación y 14 en exploración.

En base a esto, el ejecutivo de YPF destacó que “los niveles de producción de recuperación terciaria están en 13.000 barriles de petróleo por día. Hemos tenido resultados muy positivos. La producción por recuperación terciaria ha contribuido a reducir entre 2 y 3 puntos porcentuales la declinación efectiva anual. El 80% de la terciaria en Argentina la produce YPF”.

Sobre los planes a seguir por parte de la petrolera controlada por el estado, Kessler sostuvo que la idea es continuar por este sendero y que estiman que en 2028 la recuperación terciaria ocupará una tercera parte de la producción de YPF, que un 25% del capex 2024/2028 estará asociado a la terciaria también.

En cuanto a este último punto, marcó que esto se logrará mediante los proyectos de inyección de polímeros que están en etapa de masificación, por la capacidad para desplegar múltiples diseños pilotos simultáneamente. También, por la alianza con AESA y acuerdos con las provincias y por la extracción en pozos productores.

Respecto a los desafíos, el directivo de YPF dijo que están vinculados a los costos de fabricación nacional, el abastecimiento y logística, como así también al tratamiento de la producción tanto por el residual del polímero como por el movimiento de los sólidos.

Recuperación

Rojas mostró el trabajo de CGC en la cuenca Austral y en la Cuenca del Golfo San Jorge y expuso que la firma logró tener un crecimiento sostenido durante los últimos años. En este sentido, exhibió que en 2015 la operadora producía 8 m3/día de petróleo y 53 millones de m3/día de gas y que en la actualidad produce más de 3300 m3/día de crudo y más de 6000 millones de m3 de gas.

Asimismo, destacó el papel del Plan Gas en el incremento de la producción de CGC y sostuvo que “en la Cuenca Austral en 2015, nuestra producción representaba el 38% y con el Plan Gas se llegó al 56% de la producción onshore. En el Golfo, nuestra producción representa el 26%. En tight gas el 48%, estamos produciendo 200 millones de m3/d”.

También, el directivo de CGC afirmó: “Nosotros vemos que siempre es necesario tener volumen de actividad para poder innovar. Es importante tener una actividad sostenida en el tiempo y un equipo técnico que pueda calcular los errores y que soporte las operaciones”.

Además, Rojas comentó que están comenzando con la recuperación mejorada de petróleo puesto que en 2021 la empresa se fijó el desafío de llevar a cabo esos proyectos. “Estamos en el diseño del piloto, pensando en plantas modulares, polímeros como los que se están usando. Debemos poner los servicios en campo. Siempre estamos en la búsqueda de oportunidades”, afirmó el referente de CGC.

Por último, señaló que Campo Indio esperan tener recuperados 600 Bcfg, en Cerrito norte entre 50 y 100 Bcfg, en el Puma 100 Bcfg y en el Cerrito Oeste alrededor de 140 Bcfg.