El revival del convencional: cómo PECOM baja el declino en la Cuenca del Golfo San Jorge
En un escenario de declino estructural del convencional, con tasas naturales del 10% al 15% anual, PECOM despliega en la Cuenca del Golfo San Jorge una estrategia intensiva en tecnología para capturar producción incremental mediante recuperación terciaria (EOR).
La puesta en marcha de una nueva planta de inyección de polímeros (PIU) en El Trébol-Escalante, en Chubut, forma parte de un plan que superó los US$ 70 millones en 2025, con más de US$ 8 millones destinados a esta unidad específica.
La adquisición de Manantiales Behr a YPF —por unos US$ 450 millones— añadió cinco plantas adicionales al portafolio y consolida un objetivo regional de hasta 35.000 barriles diarios.
Ingeniería modular: velocidad sobre escala
El diferencial del modelo no es solo químico, sino logístico. Las PIU están diseñadas bajo un concepto modular y transportable:
- Contenedores estandarizados (40 pies).
- Skids prefabricados de mezcla, dilución y bombeo.
- Tanques de maduración verticales (10–15 m).
- Inversión estimada:
- US$ 5–6 millones fabricación.
- US$ 2–3 millones montaje y commissioning.
La primera unidad (PIU Sur) entró en operación en septiembre de 2025, con capacidad para inyectar en hasta 10 pozos. Una segunda está prevista para 2026.
El esquema distribuido reduce CAPEX frente a instalaciones centralizadas tradicionales y permite costos de desarrollo inferiores a US$ 5 por barril incremental, con ciclos de inyección de 3 a 4 años.
Tecnología EOR: parámetros técnicos
La técnica se basa en la inyección de HPAM (poliacrilamida parcialmente hidrolizada):
- Concentración: 1.000–2.000 ppm.
- Viscosidad objetivo: 20–50 cP.
- Resistencia térmica: hasta 80 °C.
- Presión de inyección: 1.500–2.000 psi.
- Caudales: 500–1.000 m³/día por pozo.
El proceso:
- Disolución del polímero en agua producida/tratada.
- Maduración (24–48 horas).
- Inyección para reducir la movilidad del agua.
- Mejora del barrido volumétrico y del factor de recobro (5%–15% adicional).
La optimización del ratio agua-petróleo (WOR) permite acceder a crudo previamente atrapado en la matriz porosa.
Datos en tiempo real y automatización
Las plantas operan con sistemas SCADA integrados a PLC industriales:
- Sensores de viscosidad, presión y caudal.
- Ajustes automáticos según permeabilidad y saturación de agua del reservorio.
- Variadores de frecuencia (VFD) para eficiencia energética.
- Disponibilidad superior al 95%.
El monitoreo remoto minimiza dotaciones en campo y permite recalibrar curvas de inyección en función de la respuesta dinámica del reservorio.
El Trébol y Manantiales Behr: escala y replicabilidad
En El Trébol-Escalante, la expectativa es incrementar la producción entre 10% y 20% en 12–24 meses, extendiendo la vida útil del campo entre 10 y 20 años.
En Manantiales Behr —donde YPF implementó EOR entre 2020 y 2022— PECOM busca escalar un modelo probado, con diez ubicaciones distribuidas y unidades relocalizables (incluida una reubicación exitosa en 2023).
Entre los proyectos destacados:
- Grimbeek Norte II: hasta 2.500 bbl/d (33% de la producción terciaria 2024).
- El Alba Valle (Formación Complejo III): incrementos superiores al 20%.
Hasta el momento, se inyectaron aproximadamente 150.000 barriles de solución viscosa, con ajustes en tiempo real según la respuesta productiva.
Una estrategia complementaria al shale
Mientras la inversión nacional se concentra en Vaca Muerta, el modelo de PECOM posiciona al convencional como una plataforma de eficiencia incremental.
La clave no es competir con el shale, sino maximizar el recovery factor en activos existentes mediante:
- Modularidad.
- Movilidad.
- Intensidad de datos.
- Disciplina de capital.
En un entorno de precios volátiles, la combinación de polímeros, plantas móviles y analítica en tiempo real redefine la economía de los campos maduros y ofrece una hoja de ruta replicable en otras áreas convencionales del país.
Fuente: Shale24
