La creciente proporción de agua en los yacimientos del golfo San Jorge eleva los costos y plantea un serio desafío
Un informe de la consultora Oil Production Consulting refleja el creciente volumen de agua de formación en los yacimientos del golfo San Jorge, lo que significa un mayor esfuerzo para mantener la producción de petróleo.
Si se considera el período de los últimos 10 años, a fines de 2012 la cuenca tenía una producción de 44.000 metros cúbicos diarios de petróleo, sobre un total de 440.000 metros cúbicos de agua. Es decir, para obtener 10 barriles de petróleo, se necesitaba movilizar un total de 100 barriles de fluido, lo que incluye el agua natural de las formaciones y el mismo flujo que se le inyecta a los yacimientos a través de la recuperación secundaria.
En octubre de 2022, según el mismo trabajo de la consultora dirigida por el ingeniero Marcelo Hirchsfeldt, la producción total de crudo ha caído hasta los 32.547 metros cúbicos, mientras que el volumen de agua ha crecido hasta los 577.203 metros cúbicos.
Es decir que se movilizan cada vez más recursos para extraer una menor cantidad de crudo, lo que significa hoy uno de los mayores desafíos, desde el punto de vista tecnológico, para sostener la actividad en la región. Si hace 10 años había que extraer 100 barriles en total para obtener 10 de petróleo, hoy esa proporción se ha reducido a 6.
El ministro de Hidrocarburos, Martín Cerdá, reflejó en una entrevista con ADNSUR que este año las operadoras debieron destinar 200 millones de dólares más, por sobre lo previsto, sólo para resolver parte de esa dificultad que plantea la madurez de los yacimientos, en lugar de poder dirigir esa inversión a nuevos proyectos.
Hirchsfeldt explicó que ante esta situación, los trabajos en reservorios apuntan a incorporar productos adicionales, como polímeros, para mejorar la extracción de crudo.
Según el especialista, lo que hacen esos aditivos “es obturar, en algunos casos, la zona de producción de agua y en otros, al agregarse polímeros sobre el agua de inyección, se puede mejorar la eficiencia en recupero de petróleo, a partir de un proyecto de secundaria en el que se aumenta la viscosidad del fluido utilizado para el empuje, elevando la producción y reduciendo el porcentaje de agua. En esa línea van los trabajos actuales a nivel reservorio, que son fundamentales para bajar costos de producción y para elevar las reservas”.
Los indicadores vinculados a la madurez de los yacimientos significan también la incidencia de costos crecientes, por lo que la región del golfo San Jorge afronta un desafío que se vincula directamente con su permanencia en el mapa productivo de los hidrocarburos del país.
Crece la producción No convencional y cae la convencional
En otro capítulo del informe, basado en datos de la Secretaría de Energía de la Nación, se refleja también el crecimiento de la producción proveniente de áreas no convencionales (NOC) y cae la de los convencionales.
A principios del año 2019, la producción de convencionales se ubicaba en un total de 65.000 metros cúbicos, mientras que a octubre de 2022 el volumen bajó a algo menos de 53.000 metros cúbicos. En el mismo período, la producción no convencional creció desde 15.000 hasta casi 44.000 metros cúbicos diarios, por lo que es posible que este año las curvas se crucen y el NOC supere a los yacimientos convencionales.
En el mismo período, la producción de gas NOC se elevó desde algo menos de 55 millones de metros cúbicos diarios, hasta los 73 millones diarios, mientras que producción gasífera de áreas convencionales se redujo desde los 75 millones de metros cúbicos diarios, hasta poco más de 59 millones diarios.
Vale recordar que la mayor proporción de recursos no convencionales proviene de la cuenca Neuquina y su formación Vaca Muerta, mientras que, si bien en menor en medida, hay un aporte de gas igualmente importante desde la cuenca Austral, que comparten las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego.
Esa evolución le permite hoy a la cuenca Neuquina contar con las mayores reservas de petróleo, ya que totaliza 222,3 millones de metros cúbicos de crudo, de los cuales casi 176 provienen de Vaca Muerta.
La cuenca San Jorge, que hasta hace un par de años tenía la reserva más alta, retrajo su participación hasta un 46 por ciento del total (hasta pocos años atrás explicaba casi el 60 por ciento del total), con 209,6 millones de metros cúbicos.
A este ritmo, considerando los cambios producidos en pocos años, queda una certeza: si bien la cuenca San Jorge seguirá produciendo hidrocarburos, su participación ya no es central, por lo que debe acelerar los caminos que la ubiquen en un rol protagónico en la transición energética.