El desafío de no perder producción

A pesar de que algunas grandes operadoras instrumentaron inicialmente calendarios de rotación para reducir la producción y evitar el cierre de algunos pozos, el tiempo comenzó a jugar en contra de la reactivación.

El Gobierno Nacional se hizo eco de los mensajes que la gente de la industria les acercó sobre las consecuencias técnicas que tendría los campos petroleros. Ingresar en la fase IV significa, por un lado, un logro en la estrategia sanitaria nacional pero también un nuevo desafió para los gobiernos provinciales y la propia industria.

Hasta el momento, subir o no subir, era una decisión del Estado Nacional. Con la resolución provincial 24/20 firmada ayer por el Jefe de Gabinete y la Ministra de Salud, la decisión pasó a las compañías petroleras que deberán analizar los riesgos sanitarios, sociales, políticos y económicos que la “reactivación” lleva implícita en este contexto internacional.

Es cierto que cada día que un pozo esté fuera de producción juega económicamente en contra de la reactivación del mismo. Por  eso, mientras economistas discutían la necesidad de “reabrir las actividades económicas”; los técnicos y profesionales de la industria implementaron “alternativas domesticas en los campos convencionales y no convencionales” para proteger las inversiones millonarias de los últimos años.

Hoy por hoy, el gran desafío de la industria es conservar el nivel de producción alcanzado con las inversiones realizadas en las áreas productivas. El objetivo por estos días se centró en analizar las condiciones de subsuelo y operativas en que se encuentran los pozos que debieron ser parados y dejaron de producir por un periodo de tiempo prolongado.

Hace tiempo que los profesionales -de varias operadoras- discutieron las condiciones de borde que genera la paralización total de la producción. Tanto ingenieros como geólogos conocen que los reservorios pueden sufrir importantes daños cuando se detiene por completo la producción.

En este contexto, la elite petrolera analizó escenarios de arranque que contemplen el menor costo asociado y el desafío de alcanzar una producción similar a la fecha de parada.

Todo depende… (en los convencionales)

Nadie puede asegurar qué sucederá con cada yacimiento, aunque la respuesta más común fue “depende de las condiciones particulares del reservorio como productividad, corte de agua y presión actual”.

Para un geólogo que estuvo estudiando el posible arranque de un campo convencional dijo que “algunos pozos se pondrán en marcha con relativa facilidad, mientras que otros no llegarán a ser rentables ponerlos nuevamente en producción porque son de baja productividad y no se paga el costo de la intervención. La ecuación depende de la profundidad, el corte agua/petróleo y las propiedades del hidrocarburo”.

Si se dejara de inyectar agua en los campos convencionales bajo recuperación secundaria o se cerraran los pozos productores de petróleo “todos los fluidos se reacomodarán y finalmente dejarán de moverse por lo que volver a poner el sistema en las condiciones previas al cierre suele ser muy costoso y muchas veces imposible”

Los expertos indican que “si bien existen técnicas de limpieza y estimulación para reactivar los pozos, las mismas son muy costosas y se debe analizar cuidadosamente la inversión para asegurar la rentabilidad de esa actividad”.

Por otro lado, un ingeniero de producción indicó que “si un pozo gasífero es parado, puede comenzar a llenarse lentamente de agua de formación hasta el punto en que se genere un colchón o taco de agua que ahogue la producción de gas. En estas circunstancias, se necesitará de una limpieza con coiled tubing o dosificación de espumígenos para alivianar la columna y permitir la movilidad del gas”.

Respecto a los campos no convencionales, la situación es algo diferente. “La estimulación hidráulica produce una red de fracturas en la roca por donde logra circular el fluido (gas+ petróleo+agua). Cuando el pozo permanece activo, las fracturas mantienen limpias las vías de mayor permeabilidad generadas”.

Si el flujo se detiene, “los canales comienzan a obstruirse por el depósito de sedimentos” finos o por la generación de sales que se precipitan, “generando un daño en la cara de las fracturas” muchas veces irreversible. “Al volver a ponerse el pozo en producción suele observarse una merma en los caudales debido a este daño”.

La rentabilidad y el Covid-19

Para cada uno de los escenarios (Convencional y No Convencional) que se presentan existen diferentes técnicas para reactivar los pozos productores que se debieron cerrar por un lapso importante de tiempo. En todos los casos, las técnicas llevan un costo variable que siempre terminan impactando negativamente en la rentabilidad de cada proyecto.

Los profesionales consideraron que la aplicación de cualquiera de las técnicas no asegura retornar al nivel de producción adquirido anteriormente. En definitiva, para cualquier yacimiento, el cierre de pozos productores significó un importante riesgo, donde se pone en juego tanto la producción como la inversión realizada.

A las técnicas de reanimación para los pozos productores habrá que sumar los protocolos del Covid-19 y el riesgo de tener centenares de trabajadores circulando por los yacimientos. Una ecuación en donde el almacenamiento, la falta de demanda, los costos de producción (sin contar los costos de reanimación) son las variables que los gobiernos aún no han despejado para pensar en una actividad de mediano plazo.