Las grandes proyecciones de la actividad petrolera en la Argentina están particularmente orientadas al potencial de los recursos no convencionales de Vaca Muerta, que se llevan la mayor parte de las inversiones, pero los campos maduros tienen aún un largo camino recorrer.
Esa madurez de las áreas en todas las cuencas productoras que en muchos casos tienen producción centenaria requieren un abordaje apoyado en nuevas técnicas y tecnologías que ya demostraron su eficiencia en el país llevando a viejos pozos en producción durante décadas a alcanzar nuevos récords gracias a la EOR (Enhanced Oil Recovery), o Recuperación Mejorada de Petróleo.
En Argentina, prácticamente la totalidad de los proyectos de recuperación terciaria se basan en la inyección de polímeros. Es una técnica robusta y validada internacionalmente, que ha demostrado su eficacia para mejorar el barrido y aumentar la eficiencia de recobro en campos maduros.
La madurez de las áreas en todas las cuencas productoras que en muchos casos tienen producción centenaria requieren un abordaje apoyado en nuevas técnicas y tecnologías que ya demostraron su eficiencia en el país llevando a viejos pozos en producción durante décadas a alcanzar nuevos récords gracias a la EOR.
Con el tiempo, la tecnología asociada al EOR viene evolucionando notablemente. Hoy la industria cuenta con polímeros más resistentes a altas salinidades y temperaturas, lo que permite, por ejemplo, preparar soluciones poliméricas utilizando agua coproducida, reduciendo costos y optimizando recursos.
En la actualidad, la industria cuenta con la nueva generación de polímeros que tienen mayor resistencia a la degradación térmica, lo que ha abierto la puerta para aplicar esta técnica en reservorios más profundos, que antes eran descartados por sus condiciones operativas, tal como explica en un paper reciente el ingeniero en petróleo y consultor Gerardo Tennerini.
Otro avance clave han sido las plantas de inyección modulares. Este tipo de instalación permite desarrollar zonas específicas dentro de una cuenca, y luego trasladarse a nuevas áreas, una gran ventaja porque, así, el capital no queda inmovilizado, sino que se reutiliza estratégicamente para ampliar el alcance del proyecto.
En los últimos años, proveedores internacionales se vienen instalando en el país, asegurando el abastecimiento de polímeros, soporte tecnico y tecnología. Además, surgió un ecosistema local de empresas de servicios y personal técnico capacitado específicamente para operar y mantener instalaciones EOR.
En la actualidad, la industria cuenta con la nueva generación des polímeros que tienen mayor resistencia a la degradación térmica, lo que ha abierto la puerta para aplicar esta técnica en reservorios más profundos, que antes eran descartados por sus condiciones operativas
Existen incentivos concretos que favorecen el desarrollo de estos proyectos en las cuencas maduras, como la reducción de aranceles para la importación de polímeros o la baja de regalías sobre la producción incremental generada por recuperación terciaria.
La decisión estratégica de YPF de ir 100% a el no convencional implica dejar en manos de otras compañías la continuidad de proyectos EOR de éxito probado, que deben capitalizar el know-how y expandir la técnica a otros desarrollos convencionales.
Las inversiones en cuencas maduras
Capsa ha sido pionera en este tipo de desarrollos en la Cuenca del Golfo de San Jorge. YPF lo llevó a otro nivel en cuanto a magnitud y producción, ahora se suman Pan American Energy (PAE) y Pecom, lo que demuestra el renovado interés y potencial de la técnica en yacimientos convencionales.
Desde que YPF impulsó la masificación de la inyección de polímeros hace alrededor de cinco años, se estima que se han recuperado más de 20 millones de barriles de petróleo adicionales en cuencas maduras del país. Esto evidencia no solo la viabilidad técnica del EOR, sino su impacto concreto en la producción nacional.
La reciente confirmación de la desinversión en los bloques convencionales de Manantiales Behr, en la provincia de Chubut, y Chachahuén Sur, en Mendoza, permitió a YPF encarar su proceso de salida total de los campos maduros que lo tenían como operador y como socio, para enfocarse exclusivamente en el shale de Vaca Muerta.
Pero la inclusión en el paquete de desinversión de Manantiales y Chachahuén, si bien no sorprendió, es importante destacar que entre ambos activos aportan alrededor de 37.000 bbl/d, lo que representa el 10% de la producción total de YPF, son responsables de casi el 30% de su producción convencional, equivalen al 5% del total de la producción nacional y suman más de 70 millones de barriles de reservas probadas (P1).
Es decir, no es solo una venta. Es una transferencia de producción, tecnología y oportunidad, porque lo más relevante de estas cuencas maduras no es su volumen actual, sino su potencial.
Ambos campos han logrado revertir su declino natural e incluso alcanzar máximos históricos de producción, gracias a la implementación de proyectos de Recuperación Mejorada por Inyección de Polímeros.
