La técnica del re-entry, que está siendo utilizada por algunas de las empresas operadoras en la Cuenca Neuquina, permite reconvertir antiguos pozos inactivos y reorientarlos hacia la producción de hidrocarburos en reservorios no convencionales.
El denominado re-entry, “reingreso” o “reentrada” a los pozos está permitiendo recuperar hidrocarburos en pozos que parecían ya olvidados, ubicados en distintos bloques de la Cuenca Neuquina. De acuerdo con el glosario técnico de la Secretaría de Energía de la Nación, se denomina “pozo reentrada” al “pozo que se inicia usando la ingeniería de otro preexistente, mediante la colocación de un elemento desviador (cuña) que permite abrir una ventana en la cañería del pozo usado y cuyo objetivo es alcanzar alguna capa, formación o estructura en una ubicación o posición determinada”. Con esta técnica se puede abrir una nueva veta de explotación en una columna ya perforada, profundizar un pozo existente o realizar una rama lateral para extraer nuevamente petróleo de ese reservorio.
Según datos de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la Provincia de Neuquén, en los últimos meses se recibieron 20 pedidos para realizar re-entries, con el objetivo de orientarlos hacia la producción de shale oil o “petróleo de esquisto”, el tipo de hidrocarburo que está protagonizando una verdadera revolución en esta cuenca y que tiene en el boom de Vaca Muerta su mayor evidencia. Cabe aclarar que no todos los pozos inactivos pueden ser sometidos a esta tecnología. Para definir si un pozo no productivo es candidato a un re-entry, se lo debe estudiar integralmente y determinar cuál es la ecuación económica del proyecto en bases a sus costos y beneficios.
Uno de los beneficios que incentiva a las empresas a optar por esta alternativa es aprovechar las locaciones existentes y explotar el área a un menor costo del que les insumiría perforar los pozos desde la superficie. El análisis desde el punto de vista meramente técnico también debe tomar en consideración el diámetro ideal del tubing (tubería de producción) del pozo, que debe ser de por lo menos 7 pulgadas. Un diámetro menor exige la utilización de herramientas mucho más costosas, además de que la producción que se logre se vería limitada.
Una de las firmas que más avanzó ha sido Pan American Energy (PAE), nueva operadora del bloque Coirón Amargo Sur Este (CASE), en el que también participan como socias la canadiense Madalena Energy y la estatal provincial Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). Allí se reconvirtieron dos pozos tradicionales para ser redirigidos hacia la producción de shale oil. En mayo pasado uno de ellos, CAS 14 (r) (h), alcanzó la producción de 210 barriles diarios; mientras que el otro, CAS 15 (r) (h) obtuvo una producción de 538 barriles por día. Estos “reingresos” permitieron alcanzar en un caso los 1000 metros y en el otro, los 1500 metros de extensión. El objetivo ha sido profundizar los pozos existentes para poder luego realizar ramas laterales con destino a la formación Vaca Muerta.
Otra empresa que se ha involucrado en un programa de re-entries es Capex, operadora del bloque neuquino Agua del Cajón, con el objetivo de profundizar de 400 a 500 metros en sus propios pozos para dar con el shale de la formación no convencional Molles Orgánico. También YPF ha incursionado en operaciones de re-entry, por ejemplo en el pozo Lajas Este x-1 del bloque Loma La Lata, con objetivo direccionado a la formación Las Lajas para producción de tight gas o “gas de arenas compactas”.
Los pozos realizados hasta ahora en Vaca Muerta fueron, en su mayoría, verticales. Si bien podrían en el futuro ser candidatos a reconvertirse en pozos horizontales, la mayoría fueron realizados con tubings estrechos, lo que constituye el mayor obstáculo para lograr una mayor producción. La ventaja de los pozos horizontales es que mejoran notablemente el retorno de la inversión, al incrementar el área de drenaje y reducir el número de pozos requeridos para desarrollar un yacimiento.
Los especialistas advierten que, en materia regulatoria, la normativa se encuentra desactualizada y recomiendan aggiornar la Resolución 1040/2009 de la Secretaría de Energía, que establece la clasificación y nomenclatura de pozos a las que deberán ajustarse las empresas, con permisos de exploración y concesiones de explotación concedidos en todo el territorio nacional.
