Inicio Oil & Gas Abandono de pozos: qué pasa cuando un área ya no es redituable

Abandono de pozos: qué pasa cuando un área ya no es redituable

Cuando baja la producción de un pozo al punto que deja de ser rentable explotarlo, las petroleras deben cumplir con una serie de procedimientos ambientales para poder retirarse.
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No es novedad que el hidrocarburo que se aloja debajo de la superficie no es infinito. Como es sabido, se trata de un recurso natural no renovable, y como tal, en un momento dado, el factor de recobro que una compañía puede obtener ya no es suficiente para continuar con la actividad.

Ese declino en la producción del pozo hace que la compañía se detenga a estudiar la situación y si la ecuación económica no le resulta beneficiosa, buscará dejar de operar el área. Ahora, en este escenario, surge una la pregunta: ¿en qué consiste el abandono de un pozo?

El abordaje del proceso de abandono de un pozo por parte de una compañía se puede hacer desde distintas ópticas o aristas. Sin embargo, tras consultar con especialistas en la materia, queda claro que, por sobre todas las cosas, la decisión de abandonar la operación en un pozo pasa exclusivamente por la firma que tiene la concesión del área otorgada por la provincia y lo que más pesa en esta toma de decisión es el aspecto económico.

“El objetivo de la petrolera no es sacar petróleo ni sacar gas, sino ganar plata. Entonces siempre todo se va a mirar con el cristal de lo económico”, sintetiza Pablo Subotovsky, ingeniero en Petróleo y consultor, en una primera aproximación a la cuestión.   

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En vínculo con esto, el consultor energético Cristian Alonso Sisini dice que “no hay que pensar que en cuanto un activo deja de producir o baja su rendimiento automáticamente la empresa abandona el pozo”. Agrega que, “normalmente, se dan estos períodos de lo que podríamos llamar ‘observación’ y un período posterior en el que la empresa vende el activo o retoma la actividad. Si nada de eso da resultado, y aún con un buen precio internacional ven que ese activo no va a rendir, ahí puede ser que tenga lógica el abandono del pozo”.

Respecto al momento en que la compañía decida abandonar un pozo, Subotovsky señala que esto va a suceder cuando la productora vea que no tiene más reserva, “cuando ya no es negocio seguir explotando el pozo, porque lo que saca es muy poco petróleo por el declino de la producción, o también puede ser poco petróleo porque viene con mucha agua”. En este sentido, remarca que hay pozos en los que no baja el caudal bruto y lo que ocurre es que, inicialmente, produce petróleo en su totalidad y al final se termina sacando un 98% de agua. Por lo cual, para sacar un litro de petróleo, hay que sacar 98% de litros de agua. “Cuando el pozo ya es antieconómico, se lo abandona”, concluye.

Existe una legislación a nivel nacional contemplada en la Ley de Hidrocarburos que reglamenta el abandono de los pozos, al mismo tiempo que las provincias cuentan con normativas que pueden indicar particularidades según sea el caso. En definitiva, como señala Subotovsky, “no es lo mismo hacer el abandono de un pozo a 700 metros, por ejemplo, en la zona de Rincón de los Sauces, que un pozo en Salta, en donde estás a 5.000 metros de profundidad. El equipo que necesitás es diferente”.

Cuidado ambiental

Lucas Stefanski es licenciado en Medio Ambiente y consultor independiente, y se remonta a lo que podía llegar ocurrir varios años atrás: “muchos pozos, a raíz de la proliferación de la zona urbana, quedaron dentro de un ejido urbano, por lo que en esos casos en los que más hincapié se hace en la seriedad con la que se debe encarar este proceso”.

Él considera que, desde el punto de vista medioambiental, lo que más hay que proteger son los acuíferos. “Al margen, para desarrollar un pozo se abren una serie de caminos y parte del abandono de un pozo es lograr una reconstrucción del área de modo de volver a un estado lo más cercano posible a lo que era anteriormente”. Según indica, parte de esa tarea de reconstruir la zona ya sin operación pasa por hacer “una revegetación con especies autóctonas que estaban previo a que la compañía comenzara a operar”.

En este mismo sentido, el especialista en ingeniería de reservorios y también instructor del IAPG y el ITBA, señala que “antiguamente a esto no se le daba mucha importancia y ha sucedido que pozos que dejaron de ser productivos después generaron muchos problemas”. Un ejemplo de ello, dice, “lo podés encontrar en las cuencas más antiguas como el Golfo de San Jorge, en la zona de Comodoro Rivadavia. Mucho tiempo atrás se perforaron pozos, después dejaron de ser productivos, la ciudad avanzó y se construyeron casas en donde antiguamente había pozos. Como no estaban correctamente abandonados, ocurría que de repente la gente empezaba a tener surgencia de petróleo en los patios”.

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En definitiva, la premisa es que, una vez que el abandono fue concretado, en la visual nada debería indicar que allí tuvo lugar una explotación hidrocarburífera. La buena salud del área debería observarse encima del suelo y corroborarse también por debajo del mismo.

Incluso otro inconveniente que se puede llegar a dar, si los trabajos de abandono no se realizan correctamente es el del cross-flow. “Imaginemos que a mil metros tenemos una capa de petróleo y a cien metros tenés una capa de agua dulce que utiliza una ciudad. Si el pozo no está bien abandonado, cerraste arriba y te fuiste, hay riesgo de que ocurra el cross-flow, es decir que el petróleo viaje por el interior del pozo que vos dejaste sin tapar y contamine el agua”, explica Subotovsky.

Ante la consulta por casos recientes con problemáticas alrededor de pozos abandonados, dice que “uno, como ingeniero, nunca puede hablar de cien por ciento, porque siempre puede haber un infortunio. Pero yo no tengo conocimiento de ningún pozo que haya tenido problemas siendo abandonado con los procedimientos modernos”.

El abandono

“Es siempre una ecuación de riesgo y beneficio. Cuando se tienen que tomar estas decisiones, hay que sentar en la mesa a tres o cuatro cerebros. Uno financiero, otro comercial o económico de la empresa y, finalmente, el cerebro de la producción. Se evalúan múltiples factores”, dice Alonso Sisini.

El proceso de abandono no se trata sencillamente de cementar. Parte del proceso implica ver el estado de los caños que se están dejando y, además, sostiene Subotovsky “se hace un chequeo de integridad a los caños que revisten el pozo y a partir de ahí bombeás una serie de tapones”. En total, son tres tapones de cemento, dice: “en el fondo, donde está la formación; en la parte de arriba y en la parte intermedia. Son tres barreras”.

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La tercerización de los trabajos en los yacimientos por parte de las petroleras, salvo pocas excepciones, es lo habitual. Y eso abarca tanto a lo vinculado con la perforación de un pozo, la operación de abandonar un pozo o una reparación. Se trata de contratistas con las que las firmas trabajan y cada una de ellas tiene un expertise particular en la materia.

“Para hacer el abandono de un pozo la petrolera no contrata a una única empresa. Se necesitan varias contratistas. Una es la dueña del equipo de torre, que es la va a mover los caños. Pero la cementación la hace otra compañía y, después, el perfilaje que se hace para que el cemento por afuera esté bien lo hace una tercera empresa”. Es decir, resume, “para empezar a hablar, mínimo, tiene que haber tres contratistas”.

Los escenarios posibles

El abandono, como casi cualquier otra cosa, no está exenta de matices. Se pueden dar distintos escenarios al momento de que la operación en un pozo se frene. El factor de recobro en un campo gira en torno al 10% y el 15%, no obstante, al implementar una recuperación secundaria, ese factor de recuperación de la reserva de hidrocarburo puede elevarse, según el caso, a un 30% y hasta un 40%.

Luego de que el pozo pasa a ser antieconómico tras la extracción primaria, la compañía puede saber que, de acá a diez o quince años –por estimar un plazo–, ese campo tiene las características propicias para realizar una recuperación secundaria a futuro. Entonces ahí la productora no va a abandonar el pozo, sino que opta por dejarlo cerrado, en una suerte de stand by. Hoy le resulta antieconómico, pero queda a la espera de que el panorama puede modificarse a futuro para ir en busca de esa reserva, es decir que le resulte técnica o económicamente viable.

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Es decir, como lo que manda siempre es el factor económico en esta ecuación, las compañías deben estudiar si el permanecer en un área le resulta redituable o no. Si los costos de operación son mayores que la ganancia equivalente a los barriles de petróleo de reserva, al menos por ahora, en una primaria, no tiene sentido seguir operando. Eso no significa que el escenario futuro pueda llegar a cambiar y rendir mediante una recuperación secundaria. Si bien no tiene la certeza respecto a un número exacto –ya que, como se señaló anteriormente, depende del lugar en el que se realice– Subotovsky dice que los costos de un abandono parten de una base de 500.000 dólares.

“Todos los meses –dice él–, todas las operadoras en Argentina tienen que informar a la Secretaría de Energía explicando qué es lo que está pasando con cada uno de los pozos, en términos de producción. A ese informe se lo llama Capítulo IV. Cuando el pozo está en marcha, se dice que está en extracción efectiva. Ahora, si la compañía dejó de producir, tiene que explicar por qué. Por ejemplo, puede ser en estudio, también puede ser parado transitorio o a abandonar”.

Frente a esto, él aclara que a veces ocurre que hay pozos maduros que no tienen un buen panorama futuro en cuanto su potencial productivo, pero en vez de ser clasificados como a abandonar se los cataloga como parado transitorio y “los pozos a abandonar son un pasivo medioambiental en términos económicos”. Subotovsky y Stefanski coinciden en que, años atrás, nada de esto se hacía y con el tiempo se fue dando un cambio en torno cómo se trabaja este tipo de procesos.

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A propósito de esto, el docente del IAPG recuerda un caso en los años 80′ en que la venta de un área con una gran cantidad de pozos a abandonar se topó con la intervención del Estado. “Ese yacimiento se lo vende YPF a otra compañía grande y no pasó nada. Pero después de diez años, cuando esta empresa lo quiso vender a otra más chica, se metió el Estado y tiró abajo esa operación de compra-venta. El Estado vio que esa empresa tenía espalda para hacer todos esos abandonos de pozos y, obviamente, cuando se vende el área se le traslada todo ese pasivo medioambiental a la otra empresa”.

Al ver el Estado que se le estaba queriendo vender esa área a una firma pequeña, consideró que “si esta compañía chica, al cabo de cuatro años, se declara en quiebra, ¿qué hago yo Estado con este yacimiento lleno de un pasivo medioambiental?”. Finalmente, lo que el Estado le pidió a Chevron –firma que le había comprado originalmente el área a YPF– es que para desprenderse de ella debía presentarle un plan de remediación antes. Tras la puesta en marcha de un equipo de workover para hacer el abandono correspondiente de los pozos, logró vender el área.

Por otra parte, una última posibilidad que se puede llegar a dar, según explica, es que al hacer un pozo exploratorio puede observarse que el pozo sea estéril, lo que, debido a su improductividad, lleva a que el abandono en ese mismo momento. “O no encontrás el reservorio o está lleno de agua. Si vos venís perforando un pozo nuevo y te das cuenta de que es un pozo improductivo, un pozo papa, como le decimos en la jerga, para no tener que a futuro volver y montar un equipo, hacés el abandono en ese momento”.