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Una breve historia de la recuperación terciaria en Argentina

Desde 1993, tres compañías han iniciado proyectos de recuperación mejorada de petróleo por inyección de polímeros en la Cuenca Neuquina y el golfo San Jorge.

La recuperación mejorada de petróleo por inyección de polímeros es una tecnología que ya tiene varios años de experiencia en la Argentina, y aunque ha logrado algunos buenos resultados, son escasos los proyectos que se han llevado adelante.

En el país hay seis proyectos de recuperación terciaria de ese tipo, tres en la Cuenca Neuquina y otros tres en el golfo San Jorge.

La primera experiencia la llevó adelante Pecom en 1993 en el yacimiento Catriel Oeste cercano a la ciudad de Catriel en Río Negro, que si bien estuvo bien diseñado en superficie, no se eligió la capa adecuada y se taparon los pozos inyectores con el polímero, razón por la cual se discontinuó el piloto. Todo esto agravado por un contexto económico complejo para la industria, con el barril de crudo a 10 dólares.

En 2007, Compañías Asociadas Petroleras (Capsa-Capex) puso en marcha su proyecto en el yacimiento Diadema, en Chubut, que se convirtió en la primera experiencia de masificación de polímeros.

Pluspetrol implementó la inyección de polímeros en el año 2012, en el yacimiento El Corcobo Norte. La fase piloto permitió comprobar en campo la factibilidad de su implementación a mayor escala, con un bajo riesgo técnico, porque se aplica sobre reservas probadas. Ya está en marcha su primera ampliación de 80 pozos.

YPF, por su parte, inició en 2015 un piloto en Manantiales Behr, Chubut, que le permitió marcar el año pasado un récord de producción. Alcanzó los 3747 m3 diarios en diciembre.

El inicio de recuperación terciaria fue con un piloto en la zona Grimbeek en 2015 con buenos resultados que derivó en una masificación de 80 pozos con la incorporación de 5 plantas modulares de inyección de polímeros que se pusieron en servicio entre 2019 y 2020. Hoy representa el 16% del total de la producción del bloque. El proyecto respondió antes de lo esperado y se encuentra en crecimiento.

Rincón de los Sauces _ Foto Miguel Huentecol.JPG

En 2016, la compañía nacional también puso en marcha un piloto en Desfiladero Bayo, en la zona de Rincón de los Sauces, con 4 plantas de inyección. Ya está en fase de expansión y la perspectiva es extender ese tipo de experiencias a otros yacimientos cercanos en el mediano plazo. Por otro lado, YPF inició en 2020 un piloto en Los Perales, al norte de Santa Cruz.

Mientras que Capex evalúa iniciar un piloto en el bloque La Guitarrita, a 50 kilómetros de Comodoro Rivadavia, Chubut, en el que se ha inyectado agua por 30 años. Este proyecto no es solo un primer paso para la reactivación de un yacimiento marginal, sino también el punto inicial para extender la vida útil de ese tipo de campos maduros.

La terciaria permitiría replicar la experiencia en zonas profundas de la Cuenca donde la temperatura es una limitante para el desarrollo de viscosidad de los polímeros tradicionales. Así ocurrió en La Guitarrita al ir a formaciones de 85ºC.

Raúl Puliti, socio fundador de WEOR consulting dedicada a las técnicas de recuperación mejorada de petróleo, consideró que estos proyectos “tienen un costo de desarrollo de entre 5 y 10 dólares por barril. Ya está demostrado que funcionan para determinadas formaciones ”.

Los polímeros funcionan en reservorios con alta permeabilidad y bajas temperaturas. “En yacimientos con temperaturas más altas de 90 grados centígrados se puede inyectar CO2, un técnica que se utiliza en estados Unidos desde hace más de 40 años. En Argentina hubo una experiencia en YPF en el año 2005 que no fue concluyente, habría que repetirla”, dijo Puliti.

El especialista consideró que la industria petrolera argentina debería adoptar las nuevas tecnologías de captación de CO2 del aire, como así también de los escapes de las turbinas termogeneradoras, para su utilización en proyectos de recuperación mejorada de crudo.

YPF - EOR Manantiales Behr 2.jpeg

Las claves de la recuperación terciaria en Argentina

  • Técnica. Se utiliza agua y polímeros. La función del polímero es aumentar la viscosidad del agua para mejorar la “capacidad” del líquido de empujar el petróleo que se encuentra en la roca y llevarlo hacia los pozos productores. Esto se logra reduciendo la “movilidad del agua” para acercarla a la del petróleo, al cual ya naturalmente le cuesta mucho desplazarse en el subsuelo.
  • Beneficios. El primer objetivo de esta tecnología es incrementar la producción de petróleo mediante mejoras en el Factor de Recobro. Durante la explotación por primaria (que utiliza solo la energía natural de los reservorios) típicamente se logra recuperar menos del 8% de todo el petróleo que se encuentra en el subsuelo. Con la inyección de agua, este factor de recobro se puede llevar hasta valores del 16% en los mejores yacimientos. Con terciaria, se puede alcanzar factor de recobro de hasta el 35%.
  • Puntos críticos. Al ser proyectos de capital intensivo, tienen alto nivel de exposicion por respuesta diferida en el tiempo y extensos periodos de repago, con lo cual son riesgosos en un mercado de alta volatilidad como el petrolero. Técnicamente, lo más dificultoso es identificar el mejor metodo. Dan mejores resultados cuando su implementacion es temprana. Implican logistica de compleja de insumos y de acceso a recursos de agua de. Actualmente el costo de estas tecnologías se ha optimizado y a los precios actuales la rentabilidad está asegurada.

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