CAPSA, la principal petrolera independiente del país, desarrolló un proyecto de recuperación terciaria que hoy explica un 20,6% de la producción de crudo de Diadema, su mayor yacimiento en Chubut. La meta es llegar al 30% en 2023.
La historia del primer proyecto de masificación de inyección de polímeros en un reservorio argentino.
El 20,6% del petróleo que se produjo en agosto desde el yacimiento Diadema –uno de los más longevos del país– se obtuvo a partir de la aplicación de técnicas de recuperación terciaria mediante métodos químicos. Si la explotación primaria no prevé ningún tipo de asistencia al reservorio y la secundaria implica la inyección de agua para barrer mejor los sistemas hidrocarburíferos, la terciaria contempla una amplia gama de soluciones –vapor, geles, CO2, químicos, entre otros métodos– que apuntan a mejorar la eciencia volumétrica de barrido y movilizar el petróleo bypassedo por la secundaria. En ese metié, CAPSA avanzó más que cualquier otra petrolera. Al menos en la Argentina. De los 1.850 metros cúbicos diarios (m3/d) de crudo que produce Diadema, unos 380 m3/d se extraen por medio de la inyección de polímeros en la formación.
La petrolera escaló, en silencio, hasta el cuarto lugar del ranking de mayores productores de crudo, solo por detrás de YPF, PAE y Pluspetrol. Este proyecto recientemente se encuentra en la etapa de masificación de los sistemas de recuperación terciaria en el yacimiento. Aspira a que el proyecto aporte un 30% de la oferta del hidrocarburo en 2023. Eso le permitió viabilizar la operación de zonas maduras del campo y sumar reservas.
La Cuenca del Golfo San Jorge posee una condición que permite este tipo de emprendimientos: su bajo nivel de salinidad en el agua de formación y reservorios someros con temperaturas menores a 80 °C. En Chubut y el norte de Santa Cruz es común encontrar reservorios con una salinidad cercana a 15.000 ppm de TDS. En Neuquén, ese indicador puede superar los 100.000 ppm. La operadora empezó a estudiar la tecnología e inicio un proyecto piloto en el año 2007 en Diadema, un área madura con más de 80 años de explotación. «Empezamos a registrar zonas con muy alta relación agua en petróleo. Es decir, producíamos mucha agua para obtener 1 m3/día de petróleo», explicaron desde la petrolera.
En promedio, la empresa precisaba producir y reinyectar 50 m3 de agua para producir 1 de petróleo. Esa estadística comprometía la continuación de la explotación secundaria del área.
El grupo enfrentaba la decisión de tener que cerrar las zonas menos eficientes para evitar un salto del costo operativo del campo. «Ocurre, además, que la relación de movilidades de los reservorios es muy desfavorable, lo que se traduce en una recuperación secundaria muy ineficiente. Uno inyecta agua para traccionar la producción, pero termina sucediendo que esa agua se canaliza y va directamente al pozo productor realizando un barrido pobre. La viscosidad del petróleo puede llegar hasta los 150 centipoise (cp) en reservorio, el agua no es lo suficientemente viscosa para empujarlo y pasa de largo», comentaron desde la compañía.
Esa realidad empujó a la operadora a evaluar la tecnología de la recuperación terciaria en el yacimiento del Golfo San Jorge.
La Argentina no tiene tradición en este tipo de proyectos. Apenas existen tres iniciativas de recuperación terciaria con algo de historia en el país: la de CAPSA en Chubut; la de YPF en Manantiales Behr, en la misma provincia; y la de Pluspetrol, en el yacimiento El Corcobo, en la Cuenca Neuquina (estas últimas dos aun en instancia de estudio).
El proyecto del grupo es el más avanzado, por distancia. Se puso en marcha en 2007. En la etapa piloto, que se extendió por unos cinco años, se probaron los resultados de la implementación. Después se ajustó la economía del emprendimiento.
«En definitiva, con los polímeros buscamos mejorar la eficiencia de barrido produciendo un cambio en las líneas de flujo y tratar de lograr un aumento en el factor de recuperación», destacaron desde la compañía.
Enfoque diferencial
Así como YPF debió transitar una compleja curva de aprendizaje para descifrar la rentabilidad de la explotación no convencional en Vaca Muerta, la compañía recorrió un proceso de optimización constante cuando lanzó la producción terciaria. Lo hizo casi en soledad, dado que el conocimiento disponible en el país sobre esta tecnología era exiguo. Hoy en día, la empresa inyecta cerca de 16 toneladas de polímeros por día en 5.000 m3 de agua (agua que es producida en los mismos pozos productores del proyecto). A partir de eso, pudo incrementar en forma disruptiva la viscosidad del fluido de inyección, que hoy oscila entre los 70 y los 130 centipoise (cp) en las zonas alcanzadas por el proyecto.
«Empezamos con viscosidades de 20 cp y fuimos subiendo debido a que la producción declinaba, y tuvimos que incrementar la inversión agregando más producto para mantener la producción y además ir a nuevas zonas. El concepto es lograr empujar hidrocarburos con un producto que tenga una viscosidad similar al petróleo», explicaron desde la operadora, que lleva invertidos más de u$s 80 millones en la iniciativa. Implementar un piloto de estas dimensiones es muy desafiante en muchos sentidos: no solo implica el riesgo de probar por primera vez en la cuenca la viabilidad de esta tecnología, sino también una inversión significativa para alcanzar la curva de aprendizaje.
Desde un primer momento, se puso el acento tanto en la eficiencia de la tecnología como también en los costos de su implementación. La necesidad de mantener bajo control los costos impulsó a la compañía a buscar soluciones creativas y novedosas. En lugar de apelar a un proveedor internacional, la petrolera diseñó y desarrolló su primer planta de inyección de polímeros en conjunto con Sabinur, una empresa local. La firma se caracteriza por apoyarse en sus proveedores para encontrar soluciones que se ajusten a su presupuesto. Es un rasgo que caracteriza a las petroleras independientes a nivel mundial, que a veces no pueden costear lo que cobran las grandes empresas de servicios e insumos de la industria petrolera.
La primera planta construida es robusta y confiable. Estuvo fuera de servicio apenas cuatro horas desde que se inauguró, en 2007. Su montaje fue clave para evaluar los resultados durante la etapa de piloto. Hoy alimenta a 39 de los 55 pozos inyectores que emplea el desarrollo. ¿Qué se inyecta? Agua con polímeros importados desde Francia y China. Son poliacrilamidas que se transportan en bolsones y se disuelven con agua, similares a las que se utilizan regularmente en planta de tratamiento de agua potable. Ese proceso de dilución e hidratación dura unas dos horas y se realiza en las plantas de polímeros. Una vez que se desarrolla la viscosidad buscada por los técnicos, la solución se inyecta a la formación.
Después de comprobar la economicidad de la tecnología, la compañía amplió en 2014 su planta para barrer zonas aledañas al proyecto original e instaló en 2017 una planta automática que se opera en forma remota. Y en octubre de este año pondrá en marcha una más grande construida por la firma francesa SNF. En total, el campo contará al finalizar este año con 80 pozos inyectores (un 27% del total ) con 24 tn/día de polímeros en 8.000 m3/d de agua que optimizarán el rendimiento de 115 pozos productores asociados de crudo. El próximo paso del grupo es encarar un proyecto piloto de recuperación terciaria en Pampa del Castillo, el área que adquirió a Enap Sipetrol el año pasado.
Aprendizaje y soluciones
La explotación terciaria de Diadema generó también impactos colaterales no deseados. Eso obligó a la organización a ser reactiva en la solución de esos inconvenientes. Uno de los problemas fue el incremento de las intervenciones de pulling en los pozos productores relacionados con la inyección de polímeros, que aumento más de un 100% (pasó de 1,1 pozo/año a 2,5 pozo/año). Como la solución utilizada es más viscosa, mueve más arena y sólidos y eso termina afectando la integridad de las cañerías y de las varillas de bombeo instaladas dentro del tubing de producción de los pozos.
Para superar ese inconveniente, que impactó de lleno en el costo operativo de los pozos, la petrolera desarrolló un sistema de transmisión lubricado para PCP que funciona como un encapsulado en aceite que inhibe la corrosión de las cañerías.
Hoy cuenta con más de 330 equipos instalados con ese sistema, que permitió reducir el índice de pulling a menos de 0,8 intervenciones pozos año. El grupo patentó este equipamiento no solo en Argentina sino también en distintos países en el exterior.
Los polímeros se caracterizan también por su inestabilidad. No pueden utilizarse los sistemas de regulación de caudal convencionales (válvulas e instalación selectiva) porque se rompen. Lo ideal, en proyectos de recuperación terciaria, es contar con una bomba para cada pozo inyector a finn de distribuir caudales. Pero de nuevo, eso genera un costo excesivo en áreas maduras. Por eso, los técnicos de la empresa diseñaron un rulo de caño para regular el caudal. Su costo y mantenimiento es muy inferior al de una bomba tradicional. “Utilizamos una bomba grande que está conectada a todos los pozos juntos, en vez de una bomba individual chica por pozo; pero la inyección a cada pozo en particular la controlamos con ese espiral de cañería que modifica las presiones de inyección. Básicamente, lo que hicimos fue regular el caudal mediante una caída lineal de presión en una longitud variable que debe transitar al fluido. Cuanto más recorre, más baja la presión”, detallaron desde la empresa.
La gran heterogeneidad de la formación también provoca canalizaciones a nivel de reservorio en zonas poco consolidadas por formación de wormholes. Por eso, la petrolera optó por inyectar geles que se posicionan bloqueando ese canal y restaurando la eficiencia de barrido.
Otro problema que debió resolver fue la distribución vertical, el polímero se rompe al pasar por una instalación selectiva, por lo que la operadora diseñó un sistema de fondo que permite distribuir el agua sin romperse hasta en tres niveles. Esto también lo patentó en Argentina y en el exterior en conjunto con una empresa de servicios local.
Fuente: Econojournal
