Desde CAPSA-Capex se piensa que el desafío del petróleo barato no sólo puede superarse con ajuste de costos, sino también mediante la implementación de ideas innovadoras. En esa dirección, Jorge Buciak, gerente de Ingeniería y Explotación de la firma, destacó las ventajas que ofrece la recuperación asistida con inyección de polímeros.

Frente a la baja experimentada por el precio del barril de petróleo, la Argentina debe usar ideas distintas de las aplicadas en el resto del mundo para resolver dicha problemática. Así lo cree Jorge Buciak, gerente de Ingeniería y Explotación de CAPSA-Capex, quien se presentó en el 6⁰ Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG).

“En el país hay variables que no usamos o que utilizamos poco. Probablemente la solución no sea reducir las inversiones, sino incrementarlas”, aseveró el especialista durante la cumbre, que fue declarada “de interés” por el Ministerio de Energía y Minería de la Nación, y se llevó a cabo entre el 24 y el 27 de octubre en el Llao Llao Hotel Resort de la ciudad de Bariloche.

Buciak comparó lo realizado por CAPSA-Capex en uno de sus reservorios con la película El curioso caso de Benjamin Button. “Se trata de la historia de una persona que nace vieja y con el paso del tiempo se va haciendo cada vez más joven”, explicó.

El pozo en cuestión, indicó, fue perforado (o nació) en octubre de 1938 y estuvo en producción hasta 1955. “En ese momento, luego de 28.000 metros cúbicos acumulados de recuperación primaria, se pensaba que ya estaba listo para ir al Cielo de los pozos”, bromeó.

Según sus palabras, el factor de recuperación era, por entonces, de un 12%. “Gracias a un proyecto de recuperación secundaria, se le volvió a dar actividad y pasaron a obtenerse entre 10 y 12 metros cúbicos (m³) diarios de petróleo”, detalló.

Por desgracia, apuntó, rápidamente “se vino el agua”, por lo que el pozo empezó a producir entre 150 y 200 m³ por día del recurso hídrico con un pico de 10 m³ de crudo. “La relación de movilidad agua-petróleo era demasiado alta. De hecho, se llegaron a sacar 50 m³ de agua para obtener 1 m³ de petróleo”, precisó.

Semejante desafío, señaló, pronto se convirtió en una buena oportunidad a aprovechar. “Después de todo, si lográbamos revertir esa relación de movilidad podíamos terminar barriendo todo lo que no se había barrido tras más de dos décadas de recuperación secundaria”, manifestó. (…)