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recuperación terciaria

PAE perforará en noviembre el primero de sus cuatro pozos shale en Cerro Dragón

Pan American Energy (PAE) comenzará a perforar en noviembre el primer pozo no convencional incluido en el plan piloto a través de una inversión superior a 40 millones de dólares y destinará más de 200 millones de dólares a la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros para recuperación terciaria en Cerro Dragón, de las cuales 6 serán inaugurados en los próximos 12 meses.

De esta manera, la compañía avanza con el desarrollo no convencional comprometido con una inversión inicial de más de 250 millones de dólares en la provincia.

La comitiva visitó la base de DLS en Comodoro Rivadavia donde se está acondicionando el equipo de perforación, el cual será trasladado a Cerro Dragón una vez finalizada la construcción de la locación que se está realizando en el yacimiento. La perforación se iniciará a mediados de noviembre.

Las etapas del plan piloto

La perforación con objetivo shale se realizará en dos etapas. La primera se iniciará con la perforación del pozo vertical Cerro Tortuga -x1000 de hasta 3.700 metros de profundidad para investigar un intervalo de shale de 120 metros de espesor. En esta fase se obtendrá un testigo corona de roca de más de 100 metros de longitud que permitirá tener un mejor conocimiento de las propiedades de la formación.

La información recopilada será analizada en ensayos de laboratorio por dos de los expertos internacionales más respetados del mundo en geomecánica y diseño de fracturas hidráulicas, de manera de asegurar que los resultados que se obtengan reflejen el verdadero potencial del objetivo a evaluarse. Posteriormente, se realizará el diseño de las fracturas con la utilización de simuladores de última tecnología.

La segunda etapa se realizará a partir del diagnóstico de los expertos con la información obtenida en el pozo vertical, por lo que en 2026 se prevé perforar una rama lateral de 3.000 metros saliendo del mismo pozo vertical, con 50 etapas de fractura.

PAE y su programa de recuperación terciaria

PAE también anunció un plan de recuperación terciaria a través de la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros. En la actualidad hay alrededor de 20 plantas de este tipo en toda la cuenca del Golfo San Jorge, – dos de ellas en PAE -, de manera que la compañía casi duplicará la cantidad actual de plantas de inyección de polímeros en la región.

La recuperación terciaria es una técnica que se aplica una vez agotadas las etapas de recuperación primaria (flujo natural y bombeo) y secundaria (inyección de agua de formación para mantener la presión), con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su recuperación. Se estima que su factor de recobro, – cantidad de hidrocarburo que se puede producir respecto al volumen total en el reservorio -, puede mejorar hasta un 4% adicional por sobre el alcanzado con la recuperación secundaria, lo que permite contrarrestar el declino, alargar la vida útil del yacimiento y alcanzar un mayor nivel de reservas.

En los próximos 12 meses PAE inaugurará 6 de los 17 proyectos de inyección de polímeros adicionales incluidos en el plan. Estos proyectos, integrados a pozos de inyección de agua, transforman el polímero sólido en una solución lista para ser inyectada en el yacimiento con la finalidad de aumentar la viscosidad del agua y desplazar una mayor cantidad de petróleo hacia los pozos productores.

Autoridades

La visita a la base de DLS contó con la presencia del gobernador de la Provincia, Ignacio Torres; el vicegobernador Gustavo Menna, los intendentes de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; de Rada Tilly, Mariel Peralta; el Ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila; el Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar; el Presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar; el Secretario General de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva; y el Secretario General del Sindicato de Camioneros de Chubut, Jorge Taboada. En representación de Pan American Energy asistieron el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el Vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el Vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

En este marco, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó que “este es el principio de un proyecto que tiene un potencial enorme en términos productivos para la provincia, pero también es el principio de un cambio de paradigma, de dejar de pelearnos entre nosotros y ponernos espalda con espalda a defender lo nuestro”.

Tomás Catzman, Vicepresidente de Operaciones de PAE en el Golfo San Jorge, afirmó que “con estos anuncios buscamos abrir un nuevo horizonte de inversión en la cuenca del Golfo San Jorge a través del desarrollo del no convencional y la recuperación terciaria. Basados en los aprendizajes del último pozo y aplicando las mejores prácticas recomendadas por los expertos mundiales, estamos confiados en que este nuevo pozo nos dará buenos resultados y esperamos que su perforación pueda confirmarnos un posible sweet spot”.

El plan piloto con objetivo no convencional de PAE incluye la perforación de 5 pozos. El primero de ellos fue perforado a fines del año pasado y permitió comprobar la viabilidad operativa y la existencia de shale gas. La perforación del pozo anunciado este viernes es el primero de los cuatro pozos restantes previstos en el plan comprometido con la provincia de Chubut.

Chubut baja sus regalías hasta un 5% para reactivar su producción

Chubut atraviesa una de las peores crisis en materia de hidrocarburos que recuerde su historia. La migración de empresas, la caída de producción y los telegramas de despidos se convirtieron en un combo explosivo que atenta con la paz social.

Es por eso que la provincia apuesta por un programa de baja de regalías para cambiar el duro panorama. Así lo explicó el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce, durante su participación en el Energy Forum organizado por la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (Amcham).

“Hay dos aspectos, uno del lado de los incentivos y otro del lado de la productividad”, introdujo Ponce ante un auditorio compuesto por referentes del sector energético. “Queremos revertir esta tendencia declinatoria o, al menos, estabilizar la curva”, sostuvo.

Según detalló, ya hay seis programas de baja de regalías en funcionamiento, que permiten mejorar la rentabilidad de proyectos que, de otro modo, no serían viables. La alícuota, que ronda el 15% para producción convencional, puede reducirse hasta el 5% en función de lo que establece la normativa vigente.

“Esto permite implementar proyectos que antes nunca se hubieran llevado a cabo”, aseguró el ministro. A diferencia de enfoques anteriores, el gobierno provincial busca ahora que estos beneficios se apliquen de forma más extensiva, especialmente en campos convencionales maduros.

El plan de Chubut

Los beneficios fiscales se otorgan sobre la producción incremental, es decir, aquella que se obtiene como resultado directo de nuevas inversiones. “Entendemos que en estos yacimientos hay que aprovechar todas las oportunidades: primaria, secundaria y terciaria”, agregó.

En este contexto, Ponce subrayó la importancia de la recuperación terciaria, que ya representa el 10% de la producción total de Chubut. Esta técnica permite recuperar el crudo que permanece en el reservorio una vez agotadas las fases primaria y secundaria, lo cual puede representar hasta el 70% del petróleo original en sitio.

“Con la recuperación primaria se obtiene un 10 a 15%, con la secundaria otro 10 o 15%. Pero al final de la vida útil de un campo todavía queda mucho petróleo en la roca. La terciaria permite barrer ese crudo residual inyectando agua con agentes especiales”, explicó.

El funcionario citó casos exitosos como los de Manantiales Behr, Diadema Argentina y Chachahuen. “Son campos que, en algunos casos con más de 100 años de historia, lograron revertir la tendencia declinante e incluso alcanzar picos históricos de producción”, afirmó.

YPF alcanza un 82% en producción de EOR

La recuperación terciaria sigue creciendo en el país y se consolida en Chubut. La también denominada recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) alcanzó un nuevo hito en marzo de 2025. De acuerdo con datos oficiales de la Secretaría de Energía, YPF consolidó su dominio en el segmento con un 82% del total de la producción nacional. Le siguen CAPSA-CAPEX (10%) y Pecom (4%).

La técnica es clave para extender la vida útil de los campos maduros, pero no es una receta que se pueda aplicar en todas las regiones. El crecimiento sostenido de los últimos años refleja un fuerte compromiso con la optimización de recursos petroleros en el país.

Chubut, un peso pesado

Según el informe de la consultora Gerardo Tennerini O&G, la provincia de Chubut se mantiene como el principal epicentro de la actividad EOR en Argentina. Con una producción de 11.530 barriles diarios (Bbl/d), representa el 67% del total nacional. Le siguen Mendoza, con 5.321 Bbl/d (31%), y Santa Cruz, con apenas 286 Bbl/d (2%).

Este fuerte protagonismo de Chubut se explica por la existencia de campos históricos como Manantiales Behr y Diadema, donde las técnicas EOR han permitido mantener niveles significativos de extracción a pesar del envejecimiento natural de los yacimientos.

Entre los bloques de concesión, Manantiales Behr —operado por YPF— lidera la producción individual con 8.376 barriles diarios. Le sigue Chachahuen Sur (también de YPF) con 5.003 Bbl/d y Diadema, de CAPSA, con 1.772 Bbl/d. Estos tres bloques concentran en conjunto el 87% de la producción por EOR en Argentina, consolidando el papel de la empresa estatal y de operadores históricos en este tipo de extracción.

Otros bloques como Escalante-El Trébol (Pecom), Anticlinal Grande-Cerro Dragón (PAE) y Chihuido de la Sierra Negra (Tecpetrol) completan el panorama, aunque con volúmenes significativamente menores.

Rejuvenecer los campos maduros

La recuperación mejorada sigue siendo una herramienta clave para extender la vida útil de yacimientos convencionales en declive. En este contexto, YPF se consolida como el actor central gracias a su fuerte presencia en los principales bloques productivos y su liderazgo tecnológico.

El informe también destaca que, a pesar de los avances en Vaca Muerta y otras cuencas no convencionales, el EOR sigue siendo vital para garantizar el autoabastecimiento energético y sostener la actividad económica en provincias históricamente petroleras como Chubut y Mendoza.

Pecom explotará reservas no desarrolladas en Chubut

Pecom avanza con su plan de inversión en Chubut. La compañía explotación de reservas no desarrolladas mediante inyección de polímeros en el área Escalante – El Trébol después que el Gobierno provincial autorizara la baja de regalías del 3% sobre su producción base y del 6% sobre los incrementales obtenidos a partir de nuevas inversiones.

El Decreto Provincial N° 325/2025 se encuadra en la realización del proyecto “Incremental: Explotación de reservas no desarrolladas – Inyección de Polímeros El Trébol Bloque III”.

Las proyecciones realizadas indican que en el término de tres años la producción podría incrementarse un 50% desde el nivel actual. Si bien la alícuota de regalías es menor, el volumen incremental permite una mejora de la recaudación en el mediano plazo, al mismo tiempo que se garantiza la sostenibilidad laboral.

Cabe recordar que la regalía standard que se abona en la provincia equivale al 12% del valor de los hidrocarburos y, además, en Chubut se adiciona el pago del Bono compensación de los Hidrocarburos para el Desarrollo Sustentable, de igual naturaleza, que suma un 3%, resultando en un total del 15%.

El Plan de Pecom

Entre los considerandos de la norma se señala que la reducción de regalías posibilitará a la empresa potenciar el plan de inversiones inicial y adelantar la ejecución de los principales proyectos en cartera.

En su conjunto, los proyectos de recuperación secundaria y terciaria a desarrollarse contemplan la perforación 67 pozos nuevos, reparación 46 pozos inyectores, reparación de 46 pozos productores, montaje de dos plantas de inyección de polímeros, construcción de facilites de producción y la perforación de nuevas zonas profundas aun sin explotarse. La actividad física comprometida involucra una inversión estimada de 204 millones de dólares.

“Priorizamos, obviamente, a aquellas empresas que apuestan por la provincia y asumen el compromiso de incrementar los niveles de inversión”, precisó el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, e indicó que la materialización de este proyecto constituye “una herramienta clave para mitigar el impacto de vaivenes de precio como los que experimentamos actualmente producto de una guerra arancelaria ajena a nosotros”.

“De esta manera, estamos asegurando el incremento de la actividad y la preservación de las fuentes de trabajo en el sector”, destacó el mandatario chubutense respecto a la medida que se extenderá por un periodo de 10 años y establece la realización de inversiones de cumplimiento obligatorio. “Esto redundará en beneficios tanto para la provincia como para los distintos actores de la cadena de valor”, aseguró.

La reducción de regalías permitirá a la compañía llevar adelante un plan de inversiones aún más agresivo que el que oportunamente había planificado al momento de la adquisición del área, en octubre de 2024. Así, ante los desafíos económicos y fluctuaciones en los mercados energéticos, “consideramos que es fundamental promover medidas de alivio fiscal que garanticen la sostenibilidad del empleo y la continuidad de las operaciones en la región”, indicó el gobernador.

Escalante – El Trébol

La concesión de explotación Escalante – El Trébol inició su producción en la década del 30 y fue adquirida por Pecom en octubre del 2024. En términos de producción, diariamente se extraen 1.010 m3/d de petróleo a través de 673 pozos principalmente enfocados en la recuperación secundaria y terciaria.

A partir del traspaso de áreas, se reanudó la actividad contando hoy con 1.150 trabajadores directos e indirectos en función. Recientemente se incorporaron a la operación 6 equipos de torre, incluido un equipo perforador que son la base del desarrollo futuro que prevé la compañía.

Desde el Ministerio de Hidrocarburos de la Provincia se aclaró que la sanción de la nueva norma deroga el Decreto Provincial N° 166/2022, incorporando el incentivo de dicho programa al nuevo régimen con aplicación en toda el área de concesión

Pese al cartel de venta, YPF tiene planes para Manantiales Behr

Horacio Marín confirmó que YPF dejará sus operaciones en los yacimientos convencionales para abocarse al desarrollo de Vaca Muerta. La riqueza del shale y los proyectos en carpeta obligan a las compañías a desprenderse de sus activos menos rentables para inyectar la mayor cantidad de capital posible en la formación no convencional.

Uno de los últimos bloques que le queda a la empresa de mayoría estatal en la Cuenca del Golfo San Jorge es Manantiales Behr. El área explica gran parte de la industria hidrocarburífera, pero además es uno de los bloques más productivos del país.

Si bien cuando finalicen las obras de evacuación que espera Vaca Muerta, el ranking de productividad estará dominado por los proyectos no convencionales, Manantiales Behr sigue siendo un tanque para la actividad.

Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, el área está dentro del top 5 de los bloques más productivos a nivel nacional (tomando convencional y no convencional). Para tomar relevancia de su magnitud, en enero produjo 24.886 barriles de petróleo por día (bbl/día) y en febrero logró la marca de 25.358 bbl/día.

 

YPF venderá Manantiales Behr.

El plan de YPF

Las ofertas por Manantiales Behr ya comenzaron a llegar y se espera que antes de diciembre de este año YPF se desprenda del último bloque que le queda en Chubut. Sin embargo, la compañía todavía sigue impulsando proyectos de recuperación terciaria.

Según lo informado por la empresa en su reporte anual en la “Securities and Exchange Commission”, el 2024 se centró en el desarrollo de proyectos de inyección de polímeros en Manantiales Behr.

En el proyecto Grimbeek Norte II, un piloto de inyección secundaria de polímeros (sin inundación convencional de agua previa), que representó el 33% de la producción terciaria de la Región Sur en 2024, con un promedio de 2.500 bbl/día, continúa impulsando la producción de petróleo desde 2022.

“Motivada por los resultados obtenidos, la compañía planea comenzar la masificación hacia dos zonas adicionales en 2025. Con la intención de ampliar los resultados del bloque Grimbeek Norte II, en el cuarto trimestre de 2024 se inició un nuevo proyecto de inyección de polímeros en el bloque Grimbeek Central, cuyos primeros resultados se esperan a partir de diciembre de 2025”, destaca el archivo.

También tiene iniciativas para el yacimiento El Alba Valle, dentro del bloque Manantiales Behr, que desde 2023 continúa un proyecto de inyección de polímeros que ha impulsado la producción con resultados superiores a los esperados. “Este piloto de inyección se llevó a cabo en la formación Complejo III, que hasta entonces no había sido probada, y alentada por estos resultados, la compañía está analizando expandir el proyecto hacia dos zonas adicionales del yacimiento El Alba Valle”, subraya el documento.

YPF se iría de Chubut: la incertidumbre se adueña del Golfo San Jorge

El rumor era cada vez más fuerte. Nadie se animaba a decirlo en voz alta, pero comienza a tomar cada vez más forma: YPF tendría planeado irse definitivamente de Chubut.

Según pudo saber eolomedia, Horacio Marín, presidente de la compañía, le comunicó al directorio que se recibieron varias ofertas por Manantiales Behr, el último bloque que le queda a la compañía en la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Una de las particularidades de la reunión fue que no se pusieron plazos para la venta del área, pero se dejó asentado que Pecom es el principal interesado, que ya se quedó con los clústers Cañadón Perdido- Campamento Central y El Trébol – Escalante.

Interlocutores de la compañía habrían deslizado en reuniones en la región que YPF dejaría la provincia definitivamente en 2026. Nunca fue una confirmación oficial, pero los actores de la industria ya hablaban temerosamente del retiro de compañía de la provincia que la vio nacer.

YPF y un rumor que gana peso en una fecha clave

Los detalles de la reunión del directorio de YPF no pasaron desapercibidos en la Cuenca del Golfo San Jorge debido a una serie de cuestiones.

La primera es la más significativa: más allá de que no hay un proceso de venta confirmado, el rumor comenzó a circular en la antesala del aniversario de Comodoro Rivadavia, ciudad que creció junto al desarrollo de YPF.

El domingo es el cumpleaños de la Capital Nacional del Petróleo y sus dirigentes ya piden explicaciones. “Que salgan y digan qué es lo que van a hacer. No pueden tirar esto ahora como nada. No se le puede poner paños fríos a una decisión de este calibre”, sostuvo un actor de la industria en diálogo con este medio.

Otros recuerdan cuando hace un par de años Pablo González llegaba a celebrar el aniversario de la ciudad.

La segunda cuestión para tener en cuenta es que la relación entre las autoridades de YPF y parte de la dirigencia política empresarial de Chubut está rota desde febrero de 2023. Muchos empresarios señalaron que los titulares de la compañía de mayoría estatal “se borraron” y no brindan explicaciones.

En la misma sintonía se expresó Jorge Ávila. Es conocida la enemistad del secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut y Marín y esto marcaría un nuevo capítulo entre las dos partes.

Habrá que ver cómo se posiciona el Gobierno del Chubut. La administración de Ignacio Torres trata de mantener el equilibrio entre la compañía y el gremio de petroleros convencionales.

Un paro general en el Golfo San Jorge

El retiro de YPF del convencional se empantanó. Si bien todo comenzó de la mejor manera con el traspaso del clúster El Trébol – Escalante en octubre del año pasado, la venta de activos no se llevó a cabo tal como esperaban en el directorio.

A esto hay que sumarle que el retiro de la compañía de Santa Cruz es la más escandalosa de todas con denuncias de por medio y un plan de lucha por parte del Sindicato de Petroleros Privados.

El panorama se podría complicar si se le suman los petroleros que son liderados por Ávila. El dirigente apuntó contra los “interlocutores de Marín” y los mandó “a trabajar”.

“La verdadera historia es esta: hay que ponerse a trabajar y poder arreglar las cosas de la gente. Si no, no se va a poder armar una mesa como queremos. De Chubut (YPF) está cerquita de irse. En Chubut le queda arreglar un equipo, arreglar algunos retiros voluntarios y terminar a hacer la valija y decirles que con YPF terminamos un espacio. Pero la manera en que vamos nos obliga también a nosotros a pensar si tenemos que meternos en conflicto con Santa Cruz”, advirtió en diálogo con La Petrolera.

“De lo contrario, tenemos que ir a decirles que van a dejar todo como está y no nos queda otra que pelear. Y nosotros peleando somos buenos. Ahora no sabemos cómo poder encontrarle una vuelta al tema pacífico que quiere YPF, pero que ellos lo único que quieren es implementar presión”, subrayó.

“Se están cerrando acuerdos que no existen y aparecen un montón de cosas en el medio. Ellos están buscando irse de Chubut”, apuntó Ávila.

Pecom tiene altas expectativas con El Trébol – Escalante y pone el ojo en áreas nuevas

El 28 de octubre marcó un antes y después en el convencional. Ese día se oficializó el traspaso del clúster El Trébol – Escalante por parte de YPF a Pecom. La empresa del Grupo Pérez Companc volvió al negocio del petróleo y pone todas sus fichas en la recuperación terciaria.

En el marco del Foro de Abeceb, el presidente de Pecom, Luis Pérez Companc, consideró que la tecnología y financiación son las claves para impulsar la producción de la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge.

El directivo manifestó que se apostará a la inyección de polímeros en las áreas que obtuvo en el Proyecto Andes, iniciativa con la cual YPF se desprendió de sus activos convencionales para centrar sus inversiones en Vaca Muerta.

“Hay que buscarle la manera de aplicarle la tecnología, hay nuevos métodos para terciaria. Estamos muy confiados en que las áreas son muy buenas y vamos a poner el ojo en áreas nuevas que también van a tener ese potencial de poder mínimo mantener la producción y crecer”, sostuvo Pérez Companc.

En cuanto a la financiación de los proyectos el titular del grupo aseguró que “hay mucha plata en el mundo dando vueltas, los bancos están muy interesados también en estos proyectos buscando socios. Son números grandes. De nuestro lado queremos crecer y queremos buscar poner un pie firme en cada uno de los sectores donde estamos”.

Pecom y el financiamiento

Pérez Companc también aseguró que el financiamiento “no es un tema, no lo vemos como un problema hoy. Más en una Argentina está cada vez estabilizándose más donde el crédito está apareciendo, y donde los socios, sobre todo financieros ya están poniendo un ojo en Argentina y quieren ver estos proyectos porque saben que Argentina es muy competitiva en lo que es energía y alimentos”, concluyó.

Otro de los temas que abordó el presidente de Pecom fue la seguridad jurídica y manifestó que el aspecto que le falta a la Argentina para generar un buen clima de negocios. “Los inversores ven mucho el tema”, aseveró y señaló que si bien reconocen que se estabilizó la macro reclaman seguridad jurídica “para que yo, si voy a hacer una inversión estar seguro de que no voy a tener un problema al mes que pongo pie en Argentina”.

“Estoy convencido que el rumbo es el correcto, es cuestión de darle tiempo, es cuestión de apoyarlo (a Javier Milei), apoyar al gobierno y apoyar al país. Por eso nosotros este año decimos seguir invirtiendo, una vez que hicimos la reorganización de la familia empezamos a invertir en los sectores que nosotros creemos que son estratégicos”, subrayó.

El plan de Pecom para el convencional

El convencional renovó sus expectativas. La llegada de Pecom como operador cambió el aire en Chubut. Los días grises parecen quedar atrás y la Cuenca del Golfo San Jorge se abre paso a una nueva etapa marcada por la recuperación terciaria.

El traspaso del clúster El Trébol – Escalante significa mucho más que un acuerdo entre YPF y Pecom. La cesión de activos por parte de la empresa de mayoría estatal permite acelerar en proyectos para el desarrollo de la producción convencional.

El área que abarca una superficie total de 290 kilómetros cuadrados y una producción diaria de 7.100 barriles de petróleo.

El segundo traspaso se espera que se concrete en noviembre cuando la compañía del Grupo Perez Companc se haga cargo de las operaciones en Campamento Central – Cañadón Perdido.

La producción total de las áreas es de 10.250 barriles día de petróleo (incluye el 100 % de Campamento Central- Cañadón Perdido).

Los planes preliminares dan cuenta de una inversión inicial en torno a los 157 millones de dólares, a ejecutarse en el conjunto de áreas adquiridas durante los próximos tres años. Las actividades en concreto involucran la reactivación de las tareas de perforación, workover y pulling.

Asimismo, la empresa cuyo foco está centrado en el desarrollo de campos maduros, ya ha iniciado el proceso de adquisición de nuevas plantas de inyección de polímeros, y otra serie de insumos necesarios para masificar la recuperación terciaria en los bloques adquiridos.

“El regreso de Pecom como operador ya es una realidad. Nos preparamos profundamente para este momento. Contamos con excelentes profesionales con amplia experiencia en operación de yacimientos mediante un modelo innovador para la maximización del factor de recobro en campos maduros”, señaló Gustavo Astie, CEO de Pecom.

Pecom se hizo cargo de El Trébol - Escalante

La brújula de Pecom

La compañía inicia esta nueva etapa como operador con la puesta en marcha de un modelo productivo que, con fuerte foco en técnicas de recuperación terciaria, buscará hacer crecer los niveles actuales de producción de las áreas.

En el marco de la AOG Patagonia 2024, el directivo explicó que Pecom buscará replicar la experiencia que desarrollaron YPF en Manantiales Behr y Capsa en Diadema Argentina. Sin embargo, Astie no descartó la utilización de la recuperación secundaria. “También es una opción que estamos evaluando”, consideró.

El pope de Pecom dejó en claro que el gran objetivo es hacer que cada dólar sea operativo. “Hay que hacer valer cada dólar”, subrayó y afirmó que la clave pasará por generar eficiencia y obtener algún factor diferencial. Bajo este objetivo, la compañía adquirió equipos para su nuevo rol en el convencional.

“Vemos que hay un nicho en el que podemos aportar. Yo nací en Pérez Companc. Trabajé 18 años en YPF y es todo desafío volver a hacer lo que hacía en YPF”, destacó.

Pará el CEO de Pecom, hablar del concepto de campos maduros es “un poco relativo”. “El Golfo San Jorge que tiene diferentes condiciones de petróleo. Tiene un 15% factor de recobro que se puede duplicar. Entonces, hablemos de que es un campo maduro”, considero.

Nación eliminó los aranceles a la importación de polímeros

La producción convencional recibió una buena noticia de cara a lo que viene. Nación formalizó la eliminación de los aranceles a la importación de polímeros, un insumo clave requerido para la recuperación terciaria en campos maduros.

La medida se suma a la baja del impuesto PAIS de 10 puntos, vigente desde septiembre, que en conjunto supone una disminución del coste de importación de estos productos superior al 20%.

La medida, gestionada meses atrás por el gobernador del Chubut, Ignacio Torres, ante el ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, se encuadra en el programa de fomento para la reactivación y sostenimiento de la Cuenca del Golfo San Jorge.

La iniciativa había sido adelantada desde el Gobierno del Chubut, tras el pedido formal de reducción arancelaria presentado por Torres en julio de este año, formalizando así un reclamo que el sector privado venía realizando desde hace años.

Un guiño para el convencional

Desde el Ministerio de Hidrocarburos de Chubut recordaron que la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge es la principal provincia productora de petróleo en términos de recuperación terciaria.

Actualmente, los hidrocarburos producidos por estos métodos representan más del 12% del total provincia y esa cifra aumenta rápidamente. Para lograr ese volumen de extracción se requieren más de 60 toneladas por día de polímeros.

Desde la cartera que conduce Federico Ponce también destacaron que no es factible la producción local de estos productos, dado que no hay disponibilidad en el país de las materias primas necesarias. Por eso se recurre a la importación, donde cada tonelada de polímero importada pagaba un arancel del 14%, algo que a partir de la publicación en Boletín Oficial del decreto se reduce al 0%.

El impacto en el Golfo San Jorge

La combinación de reducción de los aranceles e impuesto PAIS permite reducir el costo operativo de los proyectos de terciaria más del 15%. Esto mejora la rentabilidad, pero además permite pasar a fase de desarrollo muchos yacimientos que esperan mejores condiciones para poder desarrollarse.

En la actualidad, los únicos yacimientos convencionales que lograron revertir la caída de producción que experimentan las cuencas maduras son aquellos en donde se han aplicado técnicas de recuperación terciaria.

En ese sentido, se puede observar un cambio de jugadores en la cuenca, donde las nuevas empresas, como por ejemplo Pecom quien anunciara la compra de activos de YPF, tienen sus estrategias de desarrollo enfocadas en estas formas de producción que se ven beneficiadas por el anuncio.

El convencional le exigió a Nación que libere la importación de polímeros

El gobernador del Chubut, Ignacio Torres, presentó ante el Gobierno Nacional un pedido formal de reducción arancelaria para la importación de polímeros usados en la recuperación terciaria de petróleo.

Mediante una nota enviada por el propio mandatario al ministro de Economía de la Nación, Luis Caputo, se especifica que la eliminación del arancel solicitada reduciría el costo operativo de los proyectos de recuperación terciaria en más del 10%, posibilitando mejorar sustancialmente la rentabilidad y avanzar a la fase de desarrollo de muchos yacimientos que hoy esperan mejores condiciones.

“La medida que se pretende promover no conlleva un perjuicio fiscal para las arcas nacionales, pero sí supone un incentivo para las cuencas petroleras maduras”, aclaró el titular del Ejecutivo chubutense en el escrito, e indicó que la utilización de estos productos “resulta de vital importancia” para continuar la explotación de los yacimientos convencionales.

Polímeros: un reclamo histórico

Al respecto, el ministro de Energía e Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, sostuvo que en el transcurso del próximo mes “se emitiría un decreto disponiendo sobre cuestiones arancelarias”, por lo que existen posibilidades concretas de “incluir alguna de las alternativas planteadas por la provincia para resolver el pedido”.

El funcionario consideró que la presentación realizada por el Ejecutivo “proporciona un impulso final para dar solución a este reclamo histórico de las cuencas maduras”, y apeló a la “buena receptividad y entendimiento del tema” por parte de las distintas áreas del Ministerio de Economía y de la Secretaría de Comercio de la Nación.

El convencional lucha por la libre importación de polímeros

Recuperación Terciaria

La recuperación terciaria es una tecnología aplicada en campos petroleros maduros que permite incrementar la producción y extender la vida útil de los yacimientos. Consiste en la inyección de agua con polímeros en el reservorio para aumentar la viscosidad del fluido y recuperar el petróleo remanente almacenado en las rocas.

“Chubut es la principal provincia productora de petróleo que aplica estos métodos”, precisó Ponce, y agregó que actualmente, “los hidrocarburos producidos por recuperación terciaria representan más del 12% del total, y esa cifra aumenta rápidamente”.

Importación

En cuanto a la solicitud formalizada por el mandatario, el ministro de Hidrocarburos explicó que en la actualidad “se consumen más de 60 toneladas diarias de polímeros en la provincia, y la cifra está en constante aumento”.

En ese sentido, reveló que en el ámbito local no existe fabricación de este tipo de productos, ni tampoco sería factible su elaboración porque no hay disponibilidad de las materias primas necesarias. “Por eso se recurre a la importación, donde cada tonelada de polímero importada paga un arancel del 14%”, apuntó