Se desarrolló en la década del 90 en Catriel Oeste, en Río Negro. Varios de los responsables de la iniciativa cuentan detalles del experimento. La técnica funcionó y comenzó a mejorar la producción, pero las crisis económicas de la época impidieron continuar con el estudio.

Unos meses después de la vuelta de la democracia en el país, Carlos Sanz regresó a Argentina desde Texas con una maestría en recursos energéticos y minerales. El ingeniero, recibido de la UBA, se fue con una beca del Conicet a la Meca de los hidrocarburos y con una vasta experiencia en estudios sobre la recuperación terciaria, un método de extracción por entonces sin antecedentes en el país.

Decidió volver y comenzó a trabajar para Pérez Companc en la zona de Catriel. Su destino fue Catriel Oeste donde tres años más tarde se concretaría la primera experiencia de recuperación terciaria en las cuencas argentinas.

Luego de varios años de estudios, la firma decidió que ese era el mejor yacimiento para la experiencia que duró alrededor de dos años y que se terminó abandonando por diversas razones. Una de ellas era que se trataba de una experiencia piloto y otra fueron los vaivenes del precio del crudo internacional que marcaba –y marca– el ritmo de la producción en Argentina.

Allí se encontró con otros ingenieros que formaron parte del proyecto. Juan Olivo era el jefe de ingeniería del sector cuando el piloto se puso en marcha. Alejandro Gagliano, recibido en la Universidad de Cuyo, “cayó” justo un tiempo antes del inicio del proyecto y fue uno de los dos encargados de viajar a Denver para la simulación con tecnología de punta que iba a terminar de definir la viabilidad del piloto.

En esos años, YPF comenzó a privatizar sus yacimientos y Puesto Hernández era la vedette del momento. Entre los requisitos de los pliegos, las experiencias con tecnologías innovadoras eran muy importantes y el proyecto ayudó a que finalmente a Pérez Companc se quedará con ese bloque.

En Argentina no había experiencia en terciaria y por eso se convocó a un docente con un gran recorrido académico sobre el tema: el profesor M. S. Farouq Ali. “Era una eminencia”, coinciden todos los entrevistados. Fue el encargado de asesorar a los profesionales, definir métodos y finalmente seleccionar Catriel Oeste para el experimento.

La recuperación terciaria consiste en un mecanismo de extracción mejorado que permite aumentar la producción de petróleo no barrido por la secundaria. Se inyecta un líquido que forma un colchón y luego se inyecta agua –como en la secundaria– , pero que sea eficiente y efectivo depende de varios factores que deben estudiarse. Desde las propiedades de la roca, la viscosidad del polímero inyectado, el tipo de agua que se utiliza, entre muchos otros indicadores.

“Hay un abanico de posibilidades sobre los métodos de terciaria como son los métodos químicos, los miscibles y los térmicos, cada uno tiene sus particularidades y ataca un determinado aspecto del petróleo residual. Todos apuntan a mejorar el factor de recuperación. Por ejemplo, en los petróleos muy pesados se recomienda inyectar energía en forma de calor”, contó Sanz.

El ingeniero dio detalles del proceso que se eligió para el yacimiento rionegrino. “Usamos polímeros. Lo que consiste es en inyectar un fluido viscoso, como es una solución de polímeros, que hace que el agua viaje más lenta y entonces se reducen las canalizaciones, mejorando el barrido. Con esto se logra un barrido más homogéneo”.

Del estudio del proyecto piloto se había estimado que la extensión de la terciaria a todo el yacimiento agregaría un 7 por ciento a las reservas petróleo de Catriel Oeste. Un número que convenció a la gerencia de firma para llevarlo adelante.

Por su conocimiento en la temática, la firma le ofreció a Sanz armar un equipo de trabajo para iniciar la primera fase del piloto en laboratorio donde se realizaron ensayos para seleccionar la formulación adecuada para Catriel Oeste.

El ingeniero, especialista en reservorios, tomó el control del proyecto con el Dr. Farouq Ali en el laboratorio Pecomlab, que la empresa tenía en Buenos Aires. Ya había tenido una experiencia similar con un trabajo que realizó para YPF a fines de la década del 80 y luego en Texas. En ese momento se seleccionaron 12 yacimientos operados por YPF en el país para aplicar terciaria, aunque ninguno se llegó a concretar.

“Finalmente el proyecto se implementó en dos pozos inyectores y se inició el proceso de recuperación terciaria en Catriel Oeste. Con el trabajo de varios profesionales se ajustó el modelo de simulación numérica y se vio que los resultados en campo de la inyección del polímero reproducían muy bien las predicciones del modelo en la computadora. Pudimos constatar un incremento por encima de la producción primaria y secundaria de petróleo que era atribuida a la inyección de polímeros”, indicó Sanz.

Los proyectos de terciaria son a largo plazo y si bien la recuperación comenzó a notarse, es paulatino y lento. Es una de las razones por cuales Argentina sigue sin grandes desarrollos.

“Teníamos un petróleo in situ de 280.000 metros cúbicos, la simulación numérica de los estudios que llevaron dos o tres años, era que íbamos a recuperar alrededor del 7 por ciento. Nosotros habíamos empezado a ver algún indicio de que la curva de declinación se atenuaba , es decir que teníamos cierta recuperación. Pero es algo muy suave que lo ves en el tiempo. El período de recuperación duraba 11 años, el pico de recuperación lo tenías a los dos o tres años”, precisó Olivo quien dejó el yacimiento antes que finalizará el proyecto. Al año de inyección comenzaron a verse los primeros resultados.

Si bien el proyecto funcionó en términos de recuperación, la inestabilidad del precio de petróleo, sumando a que era un piloto, comenzó a quitarle interés hasta que dejó de aplicarse. Además, al tratarse de un método experimental en el país, se necesitaban muchos recursos y tiempo para controlar el procedimiento. “Veníamos con un escenario de un barril por debajo de los 20 dólares. Sumado a las crisis recurrentes en Argentina fueron algunos de los motivos por los cuales se paró”, detalló o Gagliano.

El ingeniero recuerda la experiencia como un gran desafío. “Para mí fue una gran experiencia y totalmente novedosa para el sector”, contó.
Gagliano fue uno de los ingenieros que viajó a Estados Unidos para la simulación del proyecto, el otro fue Jorge Lorenzón. Estuvieron dos meses en Denver para analizar el estudio.

El análisis se hizo con el simulador eclipse de la firma Intera que luego fue adquirido por Schlumberger.“Con esos resultados nos vinimos y terminamos de definir la localización física del proyecto y comenzamos. En laboratorio nos había dado un 10 por ciento de recuperación y luego en la simulación a campo quedó en un 7 por ciento. En los análisis posteriores, el resultado daba un poco menos, alrededor de un 5 por ciento. Pero para que sea rentable se necesitaba un barril por arriba de los 21 dólares y eso afectó el proyecto”, detalló Gagliano.

Los vaivenes del precio del barril de petróleo, la necesidad de un proyecto a largo plazo, en un país que bailaba de crisis en crisis, se profundizó en 1998 con un barril a ocho dólares. Esos indicadores fueron las principales razones por las cuales el proyecto no continuó. Recién en 2012 algunas empresas, con Capex a la cabeza, comenzaron a sumarse.

La curva de aprendizaje es clave para bajar los costos de producción

Para la aplicación de esta metodología se requieren algunos indicadores que hagan rentable la producción.

La rentabilidad de la terciaria depende de dos factores esenciales: el costo operativo y el precio del crudo. Pero como en todo, es necesario lograr el aprendizaje que mejore el proceso y lo haga más efectivo con una baja de costos, como pasó –y pasa– con Vaca Muerta.

Sin embargo, esto no ocurrió con la recuperación terciaria. Después de ese piloto no hubo nuevos proyectos hasta la década pasada que lideró Capex en la Cuenca Austral, también PAE y Petrolera Entre Lomas.
Además, la terciaria necesita una proyección a largo plazo. Por ejemplo, el piloto de Catriel Oeste estaba pensado para un trabajo de 11 años que permitiría la extracción del 7 por ciento que se había proyectado en el estudio de campo.

“Vos necesitás un precio mínimo pero también pasa, lo mismo que está pasando con Vaca Muerta, que la experimentación y los proyectos al principio son muy costosos. Pero el conocimiento que se va adquiriendo, lo que se llama la curva de aprendizaje, hace que con el tiempo se mejore la forma de operar y se bajen los costos”, detalló Carlos Sanz.

En ese sentido, Gagliano lamentó que no se haya seguido con la experiencia porque “hoy habría una curva de aprendizaje muy grande y recién se lo volvió a utilizar por el año 2013 con Capex”.

Fuente: Río Negro.