Un 83% de la producción petrolera de YPF y un 78% de su extracción gasífera provienen de yacimientos con un alto grado de madurez.

A decir del gerente de Ingeniería de Reservorios de la firma, Gastón Conci, estos campos pueden rejuvenecer y seguir aportando energía con nuevas ideas y tecnologías.

De acuerdo con el gerente de Ingeniería de Reservorios de YPF, Gastón Conci, los campos hidrocarburíferos maduros son usualmente concebidos como “aquellos que ya han alcanzado su pico productivo y han empezado a declinar”. “También se los define como ‘los yacimientos que han declinado más de un 50% de su plateau de producción’, o como los que ‘están llegando al fin de su vida productiva’”, señaló el especialista en el marco del 6° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).

Una tercera clasificación, indicó, es la de “yacimientos que ya han producido más de un 50% de sus reservas P1 + P2”. “Asimismo, puede concebírselos como los ‘campos que han producido durante más de 25 años’. No obstante, sobre la base de mi experiencia profesional debo decir que ninguna de estas definiciones acierta por completo”, argumentó durante el evento, que tuvo lugar a fines de octubre en la ciudad rionegrina de San Carlos de Bariloche.

Conci: “En YPF tenemos 87 campos maduros de petróleo y operamos 27 campos maduros de gas. En ellos explotamos unos 213.000 barriles diarios de crudo y 34 millones de m? por día de gas, lo que equivale al 83% y al 78% de nuestra producción total en cada ámbito”

El directivo citó dos casos en los que estuvo involucrado que contradicen la teoría. “El primero es un bloque ubicado en la cuenca del Golfo San Jorge que comenzó a producir en los 50, tuvo un pico de producción 30 años después y un segundo pico dos décadas más tarde, cuando decidimos desarrollarlo con pozos productores inyectores y dirigidos. El segundo es un yacimiento de petróleo extrapesado que se sitúa en la cuenca del Valle de San Joaquín, en Estados Unidos; fue descubierto en 1899, alcanzó tanto su pico como su plateau de producción, declinó por largo tiempo y fue relanzado 60 años más tarde –con inyección de vapor cíclica– para acceder a un nuevo tope productivo un siglo después de su descubrimiento”, ejemplificó.

Es más, prosiguió Conci, ese bloque norteamericano volvió a declinar fuertemente y revivió con pozos horizontales. “Así se consiguió una recuperación final de un 80%”, destacó.

Resulta evidente, en su opinión, que hay “yacimientos maduros que rejuvenecen con nuevas ideas”, “yacimientos viejos que no son maduros” y “yacimientos que son viejos y maduros a la vez”.

“En YPF tenemos 87 campos maduros de petróleo y operamos 27 campos maduros de gas. En estos bloques contamos con 12.840, 3.200 inyectores y 1.150 productores del fluido. Explotamos unos 213.000 barriles diarios de crudo, lo que equivale al 83% de nuestra producción, y 34 millones de metros cúbicos (m?) por día de gas, lo que representa un 78% de nuestro total. E inyectamos un volumen de 444.000 barriles diarios”, cuantificó.

Grados de recuperación

A la hora de pensar en la curva de producción de YPF durante los últimos años, Conci recordó que la empresa comenzó a producir en Chubut en 1909, en Neuquén y Río Negro en 1920, en Mendoza en 1940 y en Santa Cruz en 1944. “Tardamos entre 30 y 60 años para empezar a inyectar en forma macro; es decir, a reponer la energía que fuimos sacando de nuestros yacimientos. Esto también habla de la madurez y vejez de nuestros bloques y regiones”, apuntó.

Según sus palabras, la firma alcanzó un 50% de factor de recuperación en la formación Papagayo, en Vizcacheras, con un fuerte empuje de agua. “También registramos un excelente manejo de la recuperación secundaria (con un factor de un 43%) en Chihuido de la Sierra Negra”, puntualizó.

Otra forma de medir la madurez en el desarrollo de los campos, acotó, tiene que ver con la distribución de las reservas. “En ese sentido, tenemos un 56% de éstas por recuperación primaria”, detalló.

De todos modos, advirtió, a la compañía todavía le quedan muchos recursos por extraer. “Nuestros campos maduros aún ofrecen una cantidad enorme de oportunidades por aprovechar”, resaltó.

Desafíos a sortear

En los últimos tiempos, YPF viene experimentando un crecimiento sostenido en sus niveles de obtención de crudo y gas. “Operamos más de 17.000 pozos, con una producción de petróleo equivalente de 578.000 barriles diarios”, resaltó.

En 2011, afirmó, se produjo un incremento en el precio que la empresa percibe por barril producido, valor que entró en una meseta en 2012 y declinó a partir de 2014. “Distinto caso es el del gas, cuya tasación no dejó de crecer, aunque se haya dado un amesetamiento en los últimos dos años”, diferenció.

A su entender, esta situación explica claramente el direccionamiento de las inversiones de la operadora. “A partir de 2012 tuvimos que reactivar la organización, y estudiar y aprender sobre el desarrollo del shale. Hoy consideramos que el nivel de inversiones es el correcto, ya que YPF está nuevamente en marcha”, reflexionó.

Alrededor de un 57% de los montos invertidos, apuntó, tienen como destino el desarrollo de campos maduros. “La tendencia de nuestros costos operativos es más o menos constante, lo cual puede ser preocupante si se toma en cuenta que no descendieron tras la última devaluación”, admitió.

A su criterio, la empresa tiene buenas oportunidades de desarrollo en cuanto a campos maduros convencionales (a partir del monitoreo de proyectos de desarrollo y la optimización de instalaciones de superficie) y al diseño de nuevas tecnologías (de la mano de soluciones químicas y petroquímicas). “Con respecto a los desafíos a sortear, necesitamos contar con más profesionales con experiencia, aumentar la productividad mediante el trabajo de equipos multidisciplinarios, incrementar nuestra preparación tecnológica, mancomunar esfuerzos para la evaluación de datos y la toma de decisiones, poner el foco en los planes de desarrollo desde el minuto uno, adaptarnos a nuevas modalidades de contratos para bajar los costos y acondicionar nuestras instalaciones sobre la base de parámetros de cuidado ambiental. El contexto actual no cambia estos retos, pero sí puede modificar los paradigmas para resolverlos”, concluyó. ©

Conci: “A partir de 2012 tuvimos que reactivar la organización, y estudiar y aprender sobre el desarrollo del shale. Hoy consideramos que el nivel de inversiones es el correcto, ya que YPF está nuevamente en marcha”

Fuente Revista Petroquimica

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