Lo viejo funciona: cuánto petróleo se produce con recuperación terciaria en campos maduros de Argentina
YPF lidera esta técnica avanzada en yacimientos convencionales, pero redefine su estrategia y transfiere sus principales activos EOR a nuevos operadores.
La producción terciaria de petróleo en Argentina, conocida técnicamente como EOR (Enhanced Oil Recovery), alcanzó un nuevo récord de 17.137 barriles diarios (bpd). Más del 82% por de ese volumen fue generado por YPF, que comanda el segmento con proyectos de escala técnica inédita en la región, aunque ya le puso el cartel “en venta” a esos proyectos convencionales.
El yacimiento Manantiales Behr, el único que hoy opera la petrolera bajo control estatal en la provincia de Chubut, produjo 8.376 bpd, lo que lo convierte en el desarrollo con inyección de polímeros más importante de Sudamérica. El campo opera sobre reservorios maduros donde la tecnología EOR permite sostener e incluso incrementar la producción, una meta clave para la economía provincial y para los balances operativos de la compañía.
En segundo lugar se ubicó el proyecto Chachahuén Sur, también operado por YPF en Mendoza, que superó por primera vez los 5.000 bpd, según indica un reporte realizado por Gerardo Tennerini, ingeniero en petróleo más especializado en proyectos de recuperación mejorada. Con 5.003 bpd registrados en marzo, ese yacimiento se posiciona como el principal polo terciario del oeste argentino, utilizando también técnicas químicas avanzadas para mejorar el barrido y recuperación de crudo.
Por otro lado, CAPSA logró a través de la inyección de polímeros estabilizar la producción y recuperar niveles similares a los de fines de 2023 en su yacimiento Diadema, donde produce 1.868,9 bbl/d. PAE, en Cerro Grande/Cerro Dragón, extrajo en mayo unos 705,5 bbl/d de petróleo gracias a la recuperación terciaria, y PECOM produjo 692,9 bbl/d Escalante / El Trebol, área chubutense que compró a YPF.
“El EOR ha demostrado ser un camino viable, escalable y rentable para revitalizar activos convencionales. El desafío ahora está en la eficiencia operativa, el uso inteligente de la tecnología y una planificación estratégica que permita escalar estas soluciones”, comentó Tennerini.
Oportunidad para nuevos actores
En el momento de mayor rendimiento de su producción terciaria, YPF confirmó que dejará de operar el yacimiento Manantiales Behr, emblema de la recuperación mejorada en Argentina, como parte de su nueva estrategia de concentración en activos de alto valor. La decisión, anunciada por el presidente y CEO de la compañía, Horacio Marín, se enmarca en el Plan 4x4, que busca cuadruplicar el valor de la empresa en cuatro años, con foco en el desarrollo no convencional en Vaca Muerta.
El retiro de YPF de sus activos maduros se da en el marco de una estrategia más amplia de reorganización del portafolio convencional. Bajo el paraguas del Proyecto Andes, el directorio de la compañía aprobó una nueva ronda de cesiones que abarca 12 áreas convencionales, incluidos Manantiales Behr (Chubut), donde además YPF Luz opera un parque eólico.
El 4 de junio se concretó además el traspaso de la participación en El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, también en Chubut. En total, ya se transfirieron 18 bloques, otros 21 están en etapa final de cesión y 11 adicionales en progreso.
La petrolera con mayoría estatal argumenta que estos movimientos responden a una lógica de eficiencia y escala. “YPF debe salir de los campos maduros donde pierde plata, para focalizarse donde tiene más valor. No se trata de abandonar provincias, sino de potenciar el ecosistema”, explicó Marín, días atrás en Chubut .“Tenemos cerca de 200 mil millones de dólares en pozos no convencionales por desarrollar. No se puede estar en todos lados”, indicó. El objetivo es transformar a YPF en una empresa shale de clase mundial.
Espacio para nuevas operadoras
“La reciente decisión de YPF de desprenderse de Manantiales y Chachahuen, sus dos activos convencionales más productivos, marca un punto de inflexión. Ambas áreas, con un enorme respaldo técnico, histórico operativo y de know-how en técnicas EOR, pasan a nuevas manos con la oportunidad de capitalizar ese legado y escalarlo. Será clave que los nuevos operadores reconozcan el valor estratégico de estas experiencias para continuar el desarrollo de campos maduros con alto potencial remanente”, indicó Tennerini.
El mensaje hacia los actores del upstream convencional es claro: el espacio queda abierto para nuevas operadoras, con capacidad técnica y financiera para tomar la posta en yacimientos maduros donde la curva de producción exige creatividad, inversión y optimización.
Para las provincias productoras como Chubut y Mendoza, el desafío será garantizar que esta transición mantenga el nivel de actividad, empleo y aportes fiscales. Para las empresas, el escenario ofrece oportunidades para reposicionarse o escalar en el negocio, particularmente si cuentan con experiencia en EOR, recuperación secundaria, o integración de servicios.
El récord de marzo no es solo un dato técnico: es también la señal de un punto de madurez del modelo actual, y quizás el último gran hito de YPF como operador convencional dominante en estas áreas. El futuro inmediato dependerá de cómo se concrete esta transición operativa.
Cuánto petróleo se puede recuperar
La tecnología EOR no es nueva, pero abre expectativas, sobre todo cuando se dan las condiciones económicas, como por ejemplo precios del petróleo a la alza y alineados a la cotización internacional. En la mayoría de los yacimientos, la recuperación actual del crudo original in situ se ubica entre un 20 y un 30%, con extracción primaria más secundaria. En algunos lugares, como en la formación Avilé de Puesto Hernández, ha legado al 45%, o en Vizcacheras en el norte de Mendoza, donde alcanzó un 60% por influencia de un acuífero activo, pero estos son dos casos excepcionales.
De ser exitosos los proyectos EOR, en los yacimientos convencionales maduros se pueden considerar como un nuevo descubrimiento, porque les queda todavía alrededor de un 70% del petróleo original in situ. Suponer una recuperación del 20% de ese crudo, pagaría pozos e instalaciones nuevas que es necesario hacer para este tipo de desarrollos. Aunque hay una cuestión clave: la provisión de los polímeros, que provienen del exterior, y que con restricciones a las importaciones como supo haber en los últimos años, hacen complejo tomar la decisión de encarar una inversión que necesita de un tiempo para madurar.
El año pasado, el gobierno nacional dio un paso positivo en ese aspecto al eliminar los aranceles para la compra de esos insumos.
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