Las técnicas de recuperación terciaria que se aplican para incrementar y extender la capacidad de producción de las áreas maduras convencionales alcanzó en junio un nuevo récord con unos 17.869 bbl/d, lo que consolida a la EOR como la mejor herramienta para revitalizar activos que se encontraban en declino natural y potenciar su productividad. Así se desprende del relevamiento que hace GtoG Consulting a partir de los datos de producción de la Secretaría de Energía.

Gerardo Tennerini, experto en Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR) y fundador de GtoG Consulting, destacó que YPF mantiene su producción terciaria por encima de los 14.000 bbl/d, a pesar de haber cedido unos 600 bbl/d a Pecom en El Trébol, en octubre de 2024 como parte del proceso de desinversión que lleva a cabo con el Plan Andes. “En solo unos meses logró reponer completamente ese volumen, sosteniendo niveles muy cercanos al récord del mes anterior”, aseguró el analista.

La recuperación terciaria contempla un conjunto de técnicas que se utilizan para extraer recursos de yacimientos que ya no pueden ser explotados eficientemente con métodos convencionales de producción primaria y secundaria, los cuales se caracterizan por métodos tradicionales de extracción por gravedad o la inyección de agua o gas y que ya no son efectivos. Así, la EOR se logra mediante la inyección de productos químicos como polímeros y surfactantes para mejorar el desplazamiento del petróleo.

El know how de YPF

Para Tennerini, la capacidad de respuesta de la recuperación mejorada en el caso de los bloques aún operados por YPF “evidencia una gestión técnica consolidada, con operación eficiente de plantas de polímero y un desarrollo continuo de sus áreas maduras”. En particular hace referencia al desempeño que la petrolera logra en Manantiales Behr y Chachahuén Sur, dos campos que la petrolera busca transferir como parte de su proceso de desinversión en las áreas convencionales.

“Este know-how técnico y operativo, que permitió consolidar la producción EOR más alta del país, será transferido antes de fin de 2025, cuando estas áreas pasen a nuevas manos. Se trata de activos que no solo producen barriles, sino también valor estratégico”, consideró Tennerini al señalar que en el caso de Chachahuén Sur, el área vuelve a romper su techo con una producción de 5.141 bbl/d con polímeros, nuevo máximo histórico para el yacimiento.

En Manatiales Behr, el caso más efectivo en la aplicación de terciaria que le permite la mayor producción en un virtual ránking de EOR, registró un alza de 40% al llegar a unos 26.000 bbl/d, de los cuales 8.557 bbl/d son métodos de recuperación mejorada. En ese sentido, reseñó que ambos bloques representan el 10% de la producción total de YPF, son responsables de casi el 30% de su producción convencional y equivalen al 5% del total de la producción nacional.

GtoG Consulting advierte que la dinámica del sector permite más jugadores y más producción, dentro de lo cual el área Diadema que opera Capsa-Capex volvió a superar los 2.066,3 bbl/d bbl/d (de unos 12.000 bbl/d totales) tras dos años, y es el tercer bloque más productivo en este tipo de explotación.

En el caso de Cerro Dragón con 714,8 bbl/d continúa su crecimiento sostenido bajo la operación de Pan American Energy, mientras que en el mencionado El Trébol, Pecom continúa con la ejecución de nuevas plantas de inyección de polímeros que podrían marcar una nueva etapa para esa área y que en junio permitió alcanzar los 657,4 bbl/d.

Incentivo para bloques maduros

La mención de proyectos se extiende a las áreas convencionales de Chihuido de la Sierra Negra (294,6 bbl/d), Los Perales-Las Mesetas (222,9 bbl/d), El Tordillo (178,6 bbl/d) y Cañadón León-Meseta Espinosa (35,9 bbl/d), lo que completa el despliegue en operaciones en las provincias de Chubut, Santa Cruz y Mendoza.

Con este posicionamiento en este segmento del convencional, del total de producción mediante técnicas de recuperación terciaria alcanzó casi 18.000 bbl/d porcentualmente lo encabeza Manantiales Behr con 48% del total, Chachahuén sur con 29%, Diadema con 11%, y Anticlinal y el Trébol con 4% cada bloque, entre los principales cinco.

En un contexto de incentivo a la inversión en nuevas técnicas de recuperación para mantener y en lo posible incrementar los niveles de producción en el convencional, el reporte destacó que “la producción por EOR tributa solo el 50% de regalías, por lo que esto mejora sustancialmente la economía de los proyectos, especialmente cuando se aplican de manera correcta tecnologías como el polymer flooding. Es decir a mayor productividad, menor carga fiscal con un resultado de mayor rentabilidad”.

Para Tennerini, “estas experiencias demuestran que el convencional argentino sigue teniendo muchísimo para dar. El EOR bien ejecutado es evidencia de que la transición energética también puede ser rentable”, lo que está abriendo lo que se espera sea un nuevo mapa petrolero que acompañe el desarrollo del no convencional de Vaca Muerta.