Pese a que vivimos en una Mendoza cuya matriz productiva depende del petróleo, poco se sabe del día a día de la industria. Por eso, conocer un yacimiento petrolero como Chañares Herrados por dentro puede ser revelador.
Cuenca Cuyana
Viaje al interior de un yacimiento petrolero histórico de Mendoza
En Chañares Herrados se usan 3 métodos para extraer petróleo en una cuenca madura. Con 150 m3/día, el yacimiento es clave para la producción local
Chañares Herrados cuenta con 80 perforaciones. Su concesionario proyecta que su producción crecerá 30% en dos meses
En un sector críptico, poco acostumbrado a mostrar lo que hace y cómo, Diario UNO se metió en las entrañas de un área que simboliza la madura Cuenca Cuyana. Esa de donde YPF empezó a salir para concentrarse en la rutilante Vaca Muerta, al sur.
Tras pasar por varias empresas que la explotaron, Chañares tiene su historia. Hoy está en manos de Aconcagua Energía, una de las petroleras de perfil pyme que más creció en la última década y que mantiene un ritmo de producción.
De hecho, Aconcagua acaba de cumplir sus primeros 10 años y tiene en Chañares uno de sus yacimientos estrella, al punto de convertirse en la segunda petrolera en importancia de Mendoza justamente detrás de YPF. Su competidora y también cliente.
"Empezamos con 90 m3 diarios y actualmente la producción ronda los 155. El objetivo es llegar en los próximos dos meses a los 190 m3, con lo cual habremos alcanzado un crecimiento de 111%", detalló el gerente general, Juan Pablo Bridger.
El método de extracción, la clave
Hoy el área, ubicada al oeste de la ruta 40, en Tupungato, tiene 80 pozos activos. Detrás hubo un trabajo de reactivación: hasta 2020, cuando el Gobierno rescindió el contrato con Medanito, el anterior concesionario del yacimiento, apenas 13 estaban en actividad.
Chañares es, en cantidad de perforaciones, el mayor de los 5 yacimientos que posee Aconcagua en Mendoza. De hecho, más allá de la ruta hacia el este, en Anchoris, Puesto Pozo Cercado cuenta con 17.
Más al sur de la provincia están Atuel Norte y Confluencia Sur, adjudicadas en el 2017. La familia se agrandó en diciembre último con Payún Oeste, con potencial no convencional por su cercanía con la "lengua mendocina" de Vaca Muerta, en Malargüe.
Pero Chañares no promete tanto. Recorrerla basta para entender cómo se trabaja para maximizar el rendimiento: las clásicas "cigüeñas" aseguran hasta 5 m3/día por perforación, pero también otros 2 sistemas de extracción de mayor eficiencia.
La postal muestra en algunos pozos una columna de extracción, también conocida en la jerga como AIB (Aparato Individual de Bombeo) o Rotaflex que permiten sacar hasta 25% más.
La restante, una suerte de cinta transportadora de hasta 12 metros de largo que se impregna de crudo en la profundidad de los pozos de más baja productividad.
Reparar un pozo, el desafío de un yacimiento
Claro que nada puede estar al 100% las 24 horas. La misma recorrida devela lo que significa afrontar contratiempos en un área petrolera.
Uno de los tantos pozos, el H-03, está parado hace días por una falla del equipo de bombeo y eso cuesta dinero.
Como lo dice el coordinador de producción, Germán Obredor, "no hay tiempo que perder". Es que mantener un equipo de pulling tiene un costo diario de alrededor de U$S14.000 "sin contar los productos químicos usados en el proceso".
Aún con costos altos, los números de la actividad petrolera toman dimensión según el contexto. Se trata de un negocio que mueve al mundo y fluctúa conforme un precio fluctuante del barril de crudo, que actualmente ronda los U$S68 .
Al ritmo actual, la Provincia también gana con regalías que oscilan entre 12% y 15%. Por eso cada gestión de Gobierno está atenta a los números de producción: el último año sólo Chañares le reportó alrededor de U$S10 millones.
Del almacenaje al oleoducto: destino final, refinería
En ese sentido, la meta de Aconcagua es ambiciosa: alcanzar este año 1 millón de barriles. Para alcanzarlo hay que invertir, o mantener, dicen en la empresa, una inversión global promedio de casi U$S50 millones anuales en Mendoza.
Bridger se entusiasma y confía. "No falta tanto. Estamos en torno a los 850 mil".
Para eso todos cumplen un rol a rajatabla. Como Lucas Albornoz, responsable de controlar el ingreso de petróleo crudo a la planta de almacenaje. Allí ingresan 700 m3 cada día, que se monitorean por telemetría, del que se obtendrán 150 m3 de crudo neto.
Lucas revisa permanentemente dos monitores. Son los que muestran el nivel de los 9 tanques del predio, que no pueden bajar de cierto nivel luego de pasar el líquido por un separador trifásico, que elimina los sólidos y el agua extraída del suelo.
"Ahí se procesan hasta 2.000 m3. No es complejo, pero hay que estar atento a las señales de alerta", resume el operador.
Queda poco. Los tanques descargan el crudo en camiones que lo trasladarán 11 kilómetros al punto de venta de su principal cliente, YPF. Desde allí se inyectará al oleoducto hacia la refinería de Luján de Cuyo, su destino final.
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