“Hay que hacer terciaria tanto en el convencional como en Vaca Muerta”

El potencial de las técnicas de recuperación terciaria de petróleo se impuso en la agenda pública en medio de la discusión de las políticas para la industria del oil & gas, que atraviesa días de incertidumbre por la crisis macroeconómica del país y las dudas en torno al rumbo que le imprimirá el nuevo gobierno al sector. 

En diálogo con Patagonia Shale, Raúl Puliti, socio fundador de WEOR Consulting, la única consultora dedicada exclusivamente a las técnicas de recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés), brinda un panorama de las posibilidades que aún presentan los yacimientos convencionales, y asegura que las empresas con inversiones en Vaca Muerta ya tienen que ir pensando en aplicar recuperación mejorada para ayudar a la rentabilidad de sus pozos.

Puliti, con 40 años de experiencia en recuperación secundaria y 15 años en terciaria, considera que mediante un buen proyecto de EOR se puede extraer hasta un 20% más del petróleo original in situ contactado en el caso de los campos convencionales, y, en el shale, elevar del 7% al 10% el factor de recuperación.   

¿Qué potencial le ve a la recuperación terciaria en la Argentina?

En la mayoría de los yacimientos, la recuperación actual del petróleo original in situ se ubica entre un 20 y un 30%, con primaria más secundaria. En algunos lugares, como en la formación Avilé de Puesto Hernández, llega al 45%, o en Vizcacheras en el norte de Mendoza, donde alcanzó un 60% por influencia de un acuífero activo, pero estos son dos casos excepcionales.

Yo pido a los técnicos que entiendan que la mayoría de los yacimientos convencionales maduros se pueden considerar como un nuevo descubrimiento, porque les queda todavía alrededor de un 70% del petróleo original in situ. Suponer una recuperación del 20% de ese petróleo pagaría pozos e instalaciones nuevas que es necesario hacer para este tipo de desarrollos.

Está todo por hacerse de nuevo. No hay que dejar que el convencional se muera o que llegue a niveles de inviabilidad económica para que las empresas grandes los sigan operando. Son justamente esas empresas las que tienen la capacidad de realizar exitosamente proyectos de terciaria. Es importante pensar en ese escenario en la continuidad laboral de miles de trabajadores.

Pido a los técnicos que entiendan que la mayoría de los yacimientos convencionales maduros se pueden considerar como un nuevo descubrimiento, porque les queda todavía alrededor de un 70% del petróleo original in situ.

¿Cuánto petróleo se puede recuperar con terciaria?

Hoy está probado en los proyectos de Capex, Pluspetrol e YPF que se puede recuperar un 10% más del petróleo contactado mediante la aplicación de inyección de polímero. Lo importante es tener una relación de un pozo inyector por cada pozo productor. En la cuenca Neuquina la relación es de un inyector por cada dos productores, en la cuenca Cuyana, es de uno cada tres y en la del Golfo de uno cada cuatro. Es decir, hay mucho para perforar todavía para mejorar la recuperación. 

¿Como es la técnica de recuperación terciaria con CO2?

Desde hace más de 40 años, en Estados Unidos están inyectando CO2 líquido (estado supercrítico) y han producido entre un 20 y un 30% más del petróleo contactado (después de haber alcanzado un 35% por inyección de agua). Acá no tenemos grandes depósitos de CO2, pero ahora existen tecnologías a nivel internacional que permiten capturar el CO2 del aire, como así también de los escapes de las turbinas termo generadoras para su utilización.

¿Hoy son rentables los proyectos de terciaria? 

Los proyectos de terciaria con polímeros son baratos. Tienen un costo de desarrollo de entre 5 y 10 dólares por barril. Ya está demostrado que funcionan, tanto en el mundo como en proyectos locales como Grimbeek y Desfiladero Bayo, de YPF; el Corcovo de Pluspetrol; y Diadema, de Capex. El método es confiable y barato.

Sin embargo, no hay que quedarse atrás con la tecnología de generación de CO2 in situ, que podría implementarse en los yacimientos del norte de Mendoza, que tienen un petróleo in situ increíblemente grande y donde esta técnica puede andar muy bien si es que la inyección de surfactante más polímero no llega a poder implementarse por la alta temperatura y por la mediana a baja permeabilidad de las formaciones.

Los proyectos de terciaria con polímeros son baratos. Tienen un costo de desarrollo de entre 5 y 10 dólares por barril. Ya está demostrado que funcionan, tanto en el mundo como en proyectos locales.

¿Por qué no se hizo más extensiva la terciaria en el convencional?

El primer proyecto de inyección de polímeros lo hizo Pérez Companc en 1992 en Catriel Oeste. Ese proyecto no se amplió porque, si bien tuvo buenos resultados, se observó un incremento del cambio de bombas porque era un yacimiento viejo y el polímero desprendía óxidos e incrustaciones que obturaban las válvulas de las bombas de profundidad y además porque el barril estaba a 10 dólares. 

En 2007 Capex inició su proyecto, Pluspetrol lo hizo en 2011 e YPF en 2014. Las otras empresas no se han dedicado a estas tecnologías porque tuvieron otras prioridades como Vaca Muerta o porque todavía podían hacer gran cantidad de proyectos de primaria y secundaria. 

Actualmente el costo de estas tecnologías se ha optimizado y a los precios actuales la rentabilidad está asegurada.

¿Es recomendable aplicar recuperación terciaria en no convencionales?

La declinación de los pozos no convencionales es muy fuerte en los primeros años, por lo que en la mayoría de los casos es necesario recurrir a sistemas de extracción artificial para seguir produciendo en caudales que permita alcanzar la rentabilidad esperada. 

El 10 por ciento de los pozos shale son buenos, el 80% regulares y el otro 10% son malos. En Estados Unidos ya saben que en un 90% de los casos hay que implementar técnicas de recuperación terciaria. 

Esto permite que gran parte de los recursos existentes en el subsuelo puedan convertirse en reservas y ser desarrollados de manera rentable.

En Estados Unidos ya saben que en un 90% de los casos, en los pozos shale hay que implementar técnicas de recuperación terciaria.

¿Qué técnica de terciaria se utiliza en el shale de EE.UU?

La terciaria en el shale consiste en inyectar un solvente líquido como lo es el CO2 o los líquidos que vienen con el gas (gas húmedo 70%C1+ 15%C2+15%C3). En Estados Unidos se hace en Eagle Ford y en Permian. Sobre el Permian están utilizando CO2 porque tienen disponibilidad cerca. Inclusive Exxon ha comprado la licencia para captar del aire CO2 y generar un millón de toneladas por año. 

¿Qué opina de la polémica sobre el desarrollo del shale vs el convencional?

Hay que hacer las dos cosas, tanto Vaca Muerta -con recuperación terciaria cuando sea necesaria-, como también los convencionales con terciaria incluida. 

Lo que manda es la evaluación técnico-económica de cada proyecto en particular. No puede generalizarse.

Es necesario construir un plan integral y definir claramente la estrategia a seguir en materia de hidrocarburos en el país. Para esto es necesario conformar equipos multidisciplinarios. No es sólo una definición política o una expresión de deseo.

¿Qué tipo de proyecto es más rentable?

Vaca Muerta, con los precios actuales, tiene un desafío importante, para lograr la rentabilidad necesaria para convertir los inmensos recursos a reservas desarrollables. La producción se ve rápidamente, pero hace falta todavía mucha infraestructura para poder seguir creciendo. 

La recuperación terciaria en convencionales, en algunos casos, puede llegar a ser rentable con un crudo por debajo de los 50 dólares el barril, sobre todo el polímero que da un 10% de recuperación final con una baja inversión. El gran problema es su lentitud en la respuesta, porque entre los estudios, la implementación y evaluación del piloto y la ejecución de la primera ampliación pasan en promedio unos 10 años. Es decir que todas aquellas empresas que no han incluido este tipo de proyectos en su portafolio deberían hacerlo para poder extender la vida de sus campos más allá de los vencimientos de sus concesiones. Tengamos en cuenta que muchas concesiones importantes vencen en el año 2027.

En el caso de polímeros, sería necesario reducir a la mitad el tiempo desde el inicio de los estudios hasta finalizar la primera ampliación (70 a 80 pozos). Es decir, a los 5 años habría que tener la primera implementación de polímero finalizada. Esto se lograría reduciendo el tiempo de evaluación de la respuesta del piloto (4 a 8 pozos) a 2 o 3 años. Para proyectos de SP (surfactante y polímero) cuanto antes hay que hacer pilotos.

Para CO2, no hay dudas que hay que traer al país tan pronto como sea posible la tecnología de generación de CO2 in situ por captura del aire. Esto permitirá tener CO2 de alta pureza (>90%) a bajo precio (menor a 100 dólares la tonelada), no solo para terciaria sino para fracturar con espuma y de esta forma dañar menos a la formación y utilizar 60% menos de agua.

Vaca Muerta, con los precios actuales, tiene un desafío importante, para lograr la rentabilidad necesaria para convertir los inmensos recursos a reservas desarrollables. La producción se ve rápidamente, pero hace falta todavía mucha infraestructura para poder seguir creciendo.