En la parte norte del golfo San Jorge, los yacimientos convencionales subieron 2,5% la producción en octubre. Un poco más que a nivel nacional. Las nuevas técnicas permiten una mejora en viejas áreas, afirman los expertos.
En ese marco, Chubut también suma puntos para subirse al podio de la producción petrolera del país. Tiene un yacimiento estrella que es el golfo San Jorge, que en la parte norte de la cuenca creció 2,5% durante octubre de este año, en relación con el mismo mes de 2017, según las fuentes oficiales. La mejora, a diferencia de Vaca Muerta en la cuenca neuquina, se da en los pozos convencionales dentro de los yacimientos maduros, que en el golfo San Jorge tiene una larga explotación.
El dato marca que la suba fue apenas superior de la media registrada en el país que se ubicó en el 2% de aumento en igual período del año anterior.
Pero hay más: en el análisis de los 10 meses de este año, la provincia de Chubut también marcó una mejora del 6,5% en la producción petrolera comparada con el 2% nacional en el mismo periodo enero-octubre.
Del total de la producción petrolera a nivel país la cuenca chubutense produjo unos 2,7 millones de barriles adicionales en el período, en comparación con los 2,9 a nivel nacional.
El número marca que a contramano de lo que sucede en la cuenca neuquina, donde en forma progresiva los yacimientos convencionales están declinando, los yacimientos maduros de Chubut siguen rindiendo y aportando a la producción petrolera nacional.
En cuanto a la producción gasífera, en Chubut sucede el fenómeno inverso a las cuencas de Neuquén y Río Negro. La producción cayó un 4,4% en el período enero-octubre de 2018, contra igual lapso de 2017.
La tendencia contraria se da a nivel país, a partir la eficiencia en Vaca Muerta. La producción de gas creció 7%, alcanzando los 132.000 millones de metros cúbicos diarios. En ese esquema, el gas proveniente de áreas no convencionales se incrementó en un 38% respecto de igual mes del año pasado.

Optimizando los sistemas

En general los campos maduros se caracterizan porque llevan operando más de 20 años, muestran una declinación constante en la producción y un recobro de crudo cercano al 30%. Estos campos aportan un 70% de la producción mundial. Con las
coyunturas actuales de un alto precio y una demanda creciente, se hace más viable económicamente invertir en estos campos para aumentar el recobro y así extender su vida útil. Dentro de las diferentes opciones que se pueden implementar para revitalizar la producción, se dispone de técnicas probadas como el análisis nodal y la simulación de redes (pozos, líneas y equipos de superficie), que son herramientas indispensables
para evaluar y optimizar el funcionamiento de los pozos, ya sea en flujo natural o con levantamiento artificial. Además, el balance de materiales en estos campos es ideal para una mejor estimación de las reservas remanentes.

Eficiencia energética

Debido a que cada vez es menos probable encontrar yacimientos con grandes reservas, se hace importante obtener reservas adicionales de los campos existentes. Así como se habla de la ‘eficiencia energética’ como una nueva fuente de energía, el aumento de la productividad en los campos maduros resultaría en un incremento real de las reservas al aumentar el factor de recobro por encima de los valores históricos de 35% para crudos y 70% para gas. Si se piensa en los altos volúmenes de hidrocarburos que quedan remanentes se puede apreciar el inmenso potencial que presentan estos campos para adicionar reservas, lo cual aparece difícil de alcanzar con nuevos descubrimientos.
El objetivo básico al aumentar la productividad de los pozos es lograr un aumento en el recobro de hidrocarburos, con lo cual se extiende la vida útil del campo y se mejora la rentabilidad del mismo. Ya que estos campos tienen una infraestructura existente, no es necesario hacer grandes inversiones en sistemas de tratamiento y transporte que se necesitarían en nuevos desarrollos, o adelantar costosas campañas de perforación de nuevos pozos. (LMN, Oilproduction.net)