La recuperación terciaria (EOR, por sus siglas en inglés) dejó de ocupar un lugar casi experimental en los planes de las petroleras argentinas y empezó a convertirse en una herramienta concreta para extender la vida productiva de los campos maduros. El cambio no ocurrió de un día para otro: fue el resultado de años de pilotos, resultados y aprendizaje operativo.
En diálogo con eolomedia, Gerardo Tennerini, fundador de GtoG Energy, explicó que ese proceso permitió bajar la percepción de complejidad que durante años acompañó a los proyectos de EOR. La experiencia acumulada en distintos yacimientos mostró que, con un buen estudio del subsuelo, existen oportunidades para recuperar petróleo remanente que no fue barrido eficientemente.
“El que se registraran algunos éxitos muy contundentes, con incremento de producción del 30% a 40%, hizo que se ponga más foco en lo que es la recuperación terciaria”, ponderó el especialista.
Del agua al polímero
La recuperación secundaria ya tiene un desarrollo importante en Argentina, particularmente en la Cuenca del Golfo San Jorge y la Cuenca Neuquina. El mecanismo consiste en inyectar agua coproducida para sostener la presión del reservorio y barrer parte del petróleo residual, aunque el agua puede desplazarse demasiado rápido por la formación.
El problema aparece cuando esa movilidad del agua impide un barrido eficiente del petróleo que quedó atrapado en la roca. Allí entran las técnicas de recuperación terciaria. En Argentina, la alternativa que logró mayor desarrollo es la inyección de polímeros, una tecnología que modifica el comportamiento del agua dentro del reservorio.
“La inyección de polímero es una tecnología madura que puede integrarse en una secundaria existente, y en este sentido no necesita cosas extraordinarias para aplicarse, y si está aplicada en el reservorio que todavía tiene un residual por recuperar, tiene posibilidades de ser un proyecto de muy buenas características”, consideró Tennerini.
La lógica de la inyección de polímeros es relativamente directa: aumentar la viscosidad del agua para reducir su movilidad dentro de la formación. De esa manera, el fluido puede realizar un barrido más eficiente y mejorar el desplazamiento del petróleo que con la inyección convencional de agua podría quedar sin producir. El objetivo es obtener petróleo incremental.
En los últimos años, esa experiencia se acumuló en distintos proyectos de EOR en Argentina. Manantiales Behr se convirtió en uno de los casos más importantes, mientras que Diadema, operado por Capsa, y El Corcobo, desarrollado por Pluspetrol, construyeron experiencias previas que permitieron entender mejor el comportamiento de la técnica en campos maduros.
“No es más que generar un aumento de la viscosidad en el agua y al perder movilidad dentro del reservorio, genera mejores barridos y puede empujar o mover el petróleo que está en la roca de manera más eficiente”, afirmó el especialista.
Los proyectos que marcaron el camino
La evolución de la recuperación terciaria también se puede seguir a través de los proyectos que fueron ganando escala. Manantiales Behr, que durante años estuvo bajo operación de YPF y ahora es expandido por PECOM, fue uno de los desarrollos más relevantes de los últimos seis o siete años en Argentina.
Antes de ese salto ya existían experiencias consolidadas. Diadema, de Capsa, mostró un comportamiento estable y una recuperación destacada, mientras que El Corcobo, de Pluspetrol, desarrolló durante años un esquema de inyección de polímeros con resultados que ayudaron a validar la tecnología para otros campos maduros.
Después apareció Chachahuén Sur, otro proyecto que desde 2022 y 2023 mostró un crecimiento relevante de la producción. Más recientemente, PECOM comenzó a expandir sus desarrollos en El Trébol, mientras que Pan American Energy avanzó con pilotos en Cerro Dragón y analiza una expansión de la recuperación terciaria.
“Chachahuén Sur también es un proyecto muy bueno que desde 2022/2023 ha demostrado un incremento importante de producción. Y lo más reciente son los desarrollos que están expandiendo PECOM en El Trébol y los pilotos y, posiblemente, desarrollo a gran escala de Cerro Dragón en PAE”, aseguró.
La sucesión de proyectos de recuperación terciaria permitió acumular información sobre los reservorios, las instalaciones necesarias y la operación diaria. Esa experiencia también ayudó a que las compañías entendieran que no todos los proyectos requieren soluciones extraordinarias y que la inyección de polímeros puede adaptarse a determinadas condiciones sin transformar por completo la infraestructura existente.
Para Tennerini, uno de los cambios más importantes estuvo relacionado con la percepción sobre la complejidad del EOR. Durante los primeros desarrollos existía la idea de que se necesitaban condiciones de operación muy exigentes, incluso en aspectos como la calidad del agua requerida para preparar e inyectar el polímero. La experiencia fue modificando esa mirada.
“Había como una sensación de que era muy complejo hacer un proyecto de recuperación terciaria, como que los requisitos eran muy específicos. Y bueno, todo eso con el aprendizaje y viendo modelos de operación que en el mundo se estaban aplicando, se bajó un poco esa sensación”, aseveró.
Una curva distinta a la de Vaca Muerta
La comparación entre la curva de aprendizaje del EOR y la que atravesó Vaca Muerta tiene un límite importante. En el shale, las empresas fueron estandarizando perforaciones, fracturas y diseños de pozos hasta convertir el desarrollo en una operación cada vez más repetible. En recuperación terciaria, en cambio, cada campo presenta condiciones particulares que obligan a estudiar el subsuelo.
El primer paso es determinar si existe suficiente petróleo residual como para justificar la inversión. Después hay que conocer cómo se distribuye ese petróleo dentro de la formación y si las características de la roca permiten que el polímero pueda mejorar el barrido. No alcanza, por lo tanto, con replicar una receta aplicada exitosamente en otro yacimiento.
“Se necesita un modelo y un estudio específico del subsuelo para saber si existe un petróleo residual que valga la pena inyectar polímeros y si se dan las características para poder que el polímero barra el petróleo remanente“, ponderó.
Esa diferencia explica por qué la recuperación terciaria no tiene una curva de aprendizaje idéntica a la de Vaca Muerta. El conocimiento acumulado sirve para reducir riesgos y mejorar los diseños, pero no elimina la necesidad de estudiar cada yacimiento. La estrategia depende de las propiedades de la roca, los fluidos y la distribución del petróleo remanente.
Tennerini señaló que los proyectos de EOR todavía requieren un nivel de modelado del subsuelo particularmente detallado. En Vaca Muerta existe también un fuerte trabajo geológico y de ingeniería, pero la escala industrial permite avanzar sobre una lógica más repetitiva de perforación, fractura y producción. En campos maduros, el desafío es encontrar dónde queda el petróleo recuperable.
“En los de recuperación terciaria todavía es un poco más complejo el modelado y la estrategia a encarar, y depende de cada campo específicamente, así que no hay como una curva de aprendizaje en ese sentido”, subrayó el especialista.
El paso hacia proyectos modulares
La experiencia acumulada sí está generando un cambio en la forma de diseñar los proyectos de recuperación terciaria. En lugar de intentar extender una misma estrategia sobre todo un campo desde el comienzo, las compañías están avanzando hacia desarrollos modulares, concentrados primero en las zonas donde las condiciones ofrecen mayores probabilidades de obtener petróleo incremental.
La idea es reducir el riesgo de masificar un proyecto de EOR antes de conocer cómo responderá cada sector del reservorio. Una zona puede tener excelentes condiciones para el barrido con polímeros y otra, dentro del mismo campo, presentar resultados mucho más débiles. Esa heterogeneidad del reservorio puede cambiar de manera importante el valor económico del proyecto.
“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”, afirmó.
Ese enfoque permite que la recuperación terciaria avance sobre una superficie más acotada, mida resultados y luego incorpore nuevas áreas. La estrategia busca evitar inversiones demasiado grandes en sectores que podrían no responder como se esperaba. Para las operadoras, el aprendizaje deja de estar concentrado únicamente en la tecnología y pasa también por seleccionar mejor dónde utilizarla.
La modularidad también cambia la manera de mirar los campos maduros. En lugar de considerar al yacimiento como una unidad homogénea, las empresas pueden identificar zonas con distintas oportunidades de recuperación y ordenar las inversiones según su potencial. El objetivo es concentrar primero los recursos donde el petróleo remanente y las propiedades del reservorio justifiquen el desarrollo.
“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“, aseveró.
El avance de la recuperación terciaria en Argentina queda así asociado a una combinación de resultados, conocimiento y una forma diferente de diseñar los proyectos. La inyección de polímeros es la técnica que concentra hoy la mayor cantidad de desarrollos, mientras otras alternativas, como los surfactantes y los métodos térmicos, permanecen en etapas más acotadas o específicas.
Los proyectos que ya demostraron resultados funcionan como referencia para una industria que busca extender la producción de yacimientos maduros. Manantiales Behr, Diadema, El Corcobo, Chachahuén Sur y los nuevos desarrollos de El Trébol y Cerro Dragón forman parte de esa evolución, mientras las compañías avanzan sobre las zonas con mejores condiciones para recuperar el petróleo que todavía permanece en la roca.
