La recuperación secundaria, clave en el convencional

“Pensá que un yacimiento es un globo, cuando comenzás a hacer pozos para extraer el petróleo necesitas de un compresor para mantener los niveles de producción, eso sería, a modo de ejemplo, la secundaria”, explica de forma pedagógica Ricardo Cascio, exsupervisor de recuperación secundaria de YPF.

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Hace décadas que la recuperación secundaria es clave en la producción hidrocarburífera en el país. Desde los setenta, la inyección de agua para mantener la extracción de petróleo forma parte esencial de los convencionales.

El proceso de extracción consiste en asistir a una pozo productor con otras perforaciones para inyectar agua que permita ejercer presión sobre el reservorio para que fluya el hidrocarburo. En ese sentido, Medanito fue uno de los pioneros. En 1973 se puso en marcha el primer proyecto de la mano de YPF, luego de dos años de estudios piloto.

El supervisor de recuperación secundaria en ese omento, Ricardo Cascio, recuerda algunos vaivenes en el proceso de ejecución. “En esa época se sabía muy poco y era mucho prueba y error. Estuvimos varios años inyectando agua sin resultados. Después comenzó a surgir y fue modelo para otras áreas de la zona”, detalló a Energía On.

Cascio sostiene que la recuperación secundaria debe comenzar seguidamente de la primaria para poder mantener los niveles de producción. “Si dejás pasar el tiempo los costos son otros”, precisó.

Distinto es el caso de la recuperación terciaria que solo tiene desarrollo en Chubut. En Neuquén, YPF tiene algunos proyectos pero no hay actividad. El primer piloto de terciaria en el país se hizo en Catriel, en 1992, en manos de Pérez Companc en Catriel Oeste.

Un pozo de petróleo puede producir hasta el 40 por ciento de su capacidad con la explotación primaria, es decir la que fluye por la propia presión. Se llaman pozos surgentes, son los más baratos y rápidos de producir. Sin embargo, el tiempo de actividad declina rápidamente y se necesita de otros mecanismos para extraer el petróleo.

El primer paso para mantener la producción es el uso de bombas, que ejercen presión. También pierde fuerza con el tiempo y se necesita de otros mecanismos.

Allí aparecen los métodos de recuperación secundaria y terciaria. El uso de inyección de agua tiene mucho desarrollo en la Cuenca Neuquina, tanto en Río Negro como Neuquén

“Después de un período de tiempo la producción secundaria deja de ser rentable por la cantidad de agua que necesita para extraer petróleo. El costo de extracción es muy costoso para la cantidad de hidrocarburo que produce. El pozo deja de ser productivo y necesita de otro mecanismo de extracción”, explicó Ricardo Rodríguez Alvarez, CEO de Rodial y exsecretario de Energía de Neuquén (2001-2002).

La recuperación secundaria es la implementación de pozos inyectores, que se ejecutan alrededor del productor, para inyectar agua que emana del propio pozo, y volver a inyectar con fuerte presión. Pero el mecanismo depende de muchas variables, por ejemplo la consistencia de la formación.

“Debe haber un gran trabajo entre las áreas de producción, reservorio y laboratorio. Por ejemplo en Barranca de los Loros no funcionó porque necesitaba de una presión de 110 kilos, una locura. Nosotros en boca de pozo -Medanito- teníamos una presión de 25 kilos”, explicó Cascio que tenía a su cargo el control de agua de toda la zona sur y Cerro Bayo. Se estima que la secundaria puede extraer hasta el 30 por ciento del reservorio.

Los yacimientos ya maduros necesitan mucha agua, es decir más tiempo y costos para producir lo que empieza a perder solidez en la balanza de la rentabilidad.

Muchos pozos dejan de producir porque el costo de extraer el hidrocarburo no cierra con los números del merado. Claro que la rentabilidad depende de muchos factores , uno de ellos, y quizá el más determinante, es el costo del barril de petróleo.