Recuperación terciaria: de los proyectos piloto a desarrollos modulares en los campos maduros de Argentina
La experiencia acumulada con la inyección de polímeros redujo los riesgos del EOR y permitió a las petroleras avanzar hacia proyectos de mayor escala y diseño modular.
La recuperación terciaria de petróleo (EOR) dejó de ser una alternativa principalmente experimental para convertirse en una herramienta concreta para extender la vida productiva de los campos maduros en Argentina.
El proceso fue acompañado por años de proyectos piloto, resultados y aprendizaje operativo, que permitieron a las compañías reducir la percepción de complejidad asociada a estas tecnologías. Según explicó a EoloMedia Gerardo Tennerini, fundador de GtoG Energy, algunos desarrollos lograron incrementos de producción de entre 30% y 40%, lo que impulsó el interés de las operadoras.
La inyección de polímeros
La recuperación secundaria mediante inyección de agua tiene un desarrollo extendido en Argentina, especialmente en la Cuenca del Golfo San Jorge y la Cuenca Neuquina.
El mecanismo permite mantener la presión del reservorio y desplazar parte del petróleo residual. Sin embargo, el agua puede adquirir una movilidad demasiado elevada y atravesar determinadas zonas de la formación sin realizar un barrido eficiente.
La inyección de polímeros busca resolver ese problema al aumentar la viscosidad del agua y reducir su movilidad dentro del reservorio. De esta manera, el fluido puede mejorar el barrido de la roca y desplazar hacia los pozos un mayor volumen de petróleo remanente.
“La inyección de polímero es una tecnología madura que puede integrarse en una secundaria existente”, explicó Tennerini, quien señaló que, cuando el reservorio conserva suficiente petróleo residual y reúne las condiciones adecuadas, puede transformarse en un proyecto de buenas características económicas.
Los proyectos que validaron el EOR
La experiencia argentina se construyó a partir de distintos proyectos de recuperación terciaria.
Manantiales Behr, durante años operado por YPF y actualmente expandido por PECOM, se convirtió en uno de los desarrollos más relevantes de los últimos años. A este antecedente se suman Diadema, operado por CAPSA, y El Corcobo, desarrollado por Pluspetrol.
Posteriormente, Chachahuén Sur mostró desde 2022 y 2023 un incremento significativo de producción. Más recientemente, PECOM avanzó con la expansión de sus desarrollos en El Trébol, mientras Pan American Energy (PAE) realizó pilotos en Cerro Dragón y analiza una posible ampliación de la recuperación terciaria.
La sucesión de experiencias permitió acumular información sobre el comportamiento de los reservorios, las instalaciones necesarias y las condiciones de operación. También modificó la percepción sobre los requerimientos técnicos de estos proyectos.
“Había como una sensación de que era muy complejo hacer un proyecto de recuperación terciaria, como que los requisitos eran muy específicos”, señaló Tennerini. Según explicó, la experiencia internacional y el aprendizaje local permitieron reducir esa percepción de complejidad.
Cada campo requiere su propio modelo
A diferencia de Vaca Muerta, donde el desarrollo de shale avanzó hacia procesos cada vez más estandarizados de perforación, fractura y producción, la recuperación terciaria mantiene una fuerte dependencia de las características particulares de cada yacimiento.
Antes de realizar una inversión es necesario determinar si existe suficiente petróleo residual, dónde se encuentra y si las propiedades de la roca y los fluidos permiten mejorar el barrido mediante polímeros.
Por eso, los resultados obtenidos en un campo no pueden trasladarse automáticamente a otro. El modelado del subsuelo y el conocimiento de las propiedades del reservorio siguen siendo determinantes para definir la estrategia.
“Se necesita un modelo y un estudio específico del subsuelo para saber si existe un petróleo residual que valga la pena inyectar polímeros”, explicó el especialista.
La experiencia acumulada permite reducir riesgos y mejorar los diseños, pero no elimina la necesidad de estudiar individualmente cada campo maduro.
La estrategia apunta a proyectos modulares
Uno de los principales aprendizajes de los últimos años se refleja en la forma de diseñar los nuevos proyectos. Las compañías están avanzando hacia desarrollos modulares, en lugar de extender desde el inicio una misma estrategia sobre grandes superficies del yacimiento.
El objetivo es comenzar por las zonas con mejores propiedades y mayor potencial de petróleo incremental, medir la respuesta del reservorio y luego ampliar progresivamente el desarrollo.
“Se está migrando a hacer los proyectos de manera modular, que es ir barriendo pequeñas zonas de las mejores o las que tengan mejores propiedades o donde se espere que tenga mayor petróleo residual”, sostuvo Tennerini.
La metodología permite reducir la exposición a inversiones de gran escala antes de conocer el comportamiento de cada sector del campo. También contempla la heterogeneidad de los reservorios, que puede hacer que dos zonas del mismo yacimiento respondan de manera muy diferente a la inyección de polímeros.
El potencial de los campos maduros
La modularidad modifica la manera de abordar los yacimientos maduros: el campo deja de analizarse como una unidad homogénea y pasa a dividirse en zonas con diferentes oportunidades de recuperación.
“Se trata de ir más a la malla, al punto, a recuperar, y eso sí es una estrategia que se está viendo y la están siguiendo todas las compañías acá en Argentina”, afirmó el fundador de GtoG Energy.
La inyección de polímeros concentra actualmente la mayor parte de los desarrollos de EOR en el país, mientras que otras alternativas, como los surfactantes y los métodos térmicos, permanecen en aplicaciones más específicas.
La evolución de Manantiales Behr, Diadema, El Corcobo, Chachahuén Sur, El Trébol y Cerro Dragón muestra cómo la recuperación terciaria pasó de una etapa de experimentación a una estrategia para identificar, mediante modelos de subsuelo y desarrollos modulares, dónde todavía existe petróleo recuperable en los campos maduros argentinos.
Fuente: EoloMedia
