Una breve historia de la recuperaci贸n terciaria en Argentina

La primera experiencia la llev贸 adelante Pecom en 1993 en el yacimiento Catriel Oeste cercano a la ciudad de Catriel en R铆o Negro, que si bien estuvo bien dise帽ado en superficie, no se eligi贸 la capa adecuada y se taparon los pozos inyectores con el pol铆mero, raz贸n por la cual se discontinu贸 el聽piloto. Todo esto agravado por un contexto econ贸mico complejo para la industria, con el barril de crudo a 10 d贸lares.

En 2007, Compa帽铆as Asociadas Petroleras (Capsa-Capex) puso en marcha su proyecto en el yacimiento Diadema, en Chubut, que se convirti贸 en la primera experiencia de masificaci贸n de pol铆meros.

Pluspetrol implement贸 la inyecci贸n de pol铆meros en el a帽o 2012, en el yacimiento El Corcobo Norte. La fase piloto permiti贸 comprobar en campo la factibilidad de su implementaci贸n a mayor escala, con un bajo riesgo t茅cnico, porque se aplica sobre reservas probadas. Ya est谩 en marcha su primera ampliaci贸n de 80 pozos.

YPF, por su parte, inici贸 en 2015 un piloto en Manantiales Behr, Chubut, que le permiti贸 marcar el a帽o pasado un r茅cord de producci贸n. Alcanz贸 los 3747 m3 diarios en diciembre.

El inicio de recuperaci贸n terciaria fue con un piloto en la zona Grimbeek en 2015 con buenos resultados que deriv贸 en una masificaci贸n de 80 pozos con la incorporaci贸n de 5 plantas modulares de inyecci贸n de pol铆meros que se pusieron en servicio entre 2019 y 2020. Hoy representa el 16% del total de la producci贸n del bloque. El proyecto respondi贸 antes de lo esperado y se encuentra en crecimiento.

En 2016, la compa帽铆a nacional tambi茅n puso en marcha un piloto en Desfiladero Bayo, en la zona de Rinc贸n de los Sauces, con 4 plantas de inyecci贸n. Ya est谩 en fase de expansi贸n y la perspectiva es extender ese tipo de experiencias a otros yacimientos cercanos en el mediano plazo. Por otro lado, YPF inici贸 en 2020 un piloto en Los Perales, al norte de Santa Cruz.

Mientras que Capex eval煤a iniciar un piloto en el bloque La Guitarrita, a 50 kil贸metros de Comodoro Rivadavia, Chubut, en el que se ha inyectado agua por 30 a帽os. Este proyecto no es solo un primer paso para la reactivaci贸n de un yacimiento marginal, sino tambi茅n el punto inicial para extender la vida 煤til de ese tipo de campos maduros.

La terciaria permitir铆a replicar la experiencia en zonas profundas de la Cuenca donde la temperatura es una limitante para el desarrollo de viscosidad de los pol铆meros tradicionales. As铆 ocurri贸 en La Guitarrita al ir a formaciones de 85潞C.

Ra煤l Puliti, socio fundador de WEOR consulting dedicada a las t茅cnicas de recuperaci贸n mejorada de petr贸leo, consider贸 que estos proyectos 鈥渢ienen un costo de desarrollo de entre 5 y 10 d贸lares por barril. Ya est谩 demostrado que funcionan para determinadas formaciones 鈥.

Los pol铆meros funcionan en reservorios con alta permeabilidad y bajas temperaturas. 鈥淓n yacimientos con temperaturas m谩s altas de 90 grados cent铆grados se puede inyectar CO2, un t茅cnica que se utiliza en estados Unidos desde hace m谩s de 40 a帽os. En Argentina hubo una experiencia en YPF en el a帽o 2005 que no fue concluyente, habr铆a que repetirla鈥, dijo Puliti.

El especialista consider贸 que la industria petrolera argentina deber铆a adoptar las nuevas tecnolog铆as de captaci贸n de CO2 del aire, como as铆 tambi茅n de los escapes de las turbinas termogeneradoras, para su utilizaci贸n en proyectos de recuperaci贸n mejorada de crudo.

Las claves de la recuperaci贸n terciaria en Argentina

  • T茅cnica.聽Se utiliza agua y pol铆meros. La funci贸n del pol铆mero es aumentar la viscosidad del agua para mejorar la 鈥渃apacidad鈥 del l铆quido de empujar el petr贸leo que se encuentra en la roca y llevarlo hacia los pozos productores. Esto se logra reduciendo la 鈥渕ovilidad del agua鈥 para acercarla a la del petr贸leo, al cual ya naturalmente le cuesta mucho desplazarse en el subsuelo.
  • Beneficios.聽El primer objetivo de esta tecnolog铆a es incrementar la producci贸n de petr贸leo mediante mejoras en el Factor de Recobro. Durante la explotaci贸n por primaria (que utiliza solo la energ铆a natural de los reservorios) t铆picamente se logra recuperar menos del 8% de todo el petr贸leo que se encuentra en el subsuelo. Con la inyecci贸n de agua, este factor de recobro se puede llevar hasta valores del 16% en los mejores yacimientos. Con terciaria, se puede alcanzar factor de recobro de hasta el 35%.
  • Puntos cr铆ticos.聽Al ser proyectos de capital intensivo, tienen alto nivel de exposicion por respuesta diferida en el tiempo y extensos periodos de repago, con lo cual son riesgosos en un mercado de alta volatilidad como el petrolero. T茅cnicamente, lo m谩s dificultoso es identificar el mejor metodo. Dan mejores resultados cuando su implementacion es temprana. Implican logistica de compleja de insumos y de acceso a recursos de agua de. Actualmente el costo de estas tecnolog铆as se ha optimizado y a los precios actuales la rentabilidad est谩 asegurada.

Fuente: M谩s Energ铆a.

Source: www.runrunenergetico.com

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