EOR: la terciaria reescribe la matriz productiva del convencional
Aunque el volumen actual se sostiene en niveles máximos históricos, los nuevos proyectos presentados proyectan un salto del 60% en la producción incremental, posicionando al EOR como el eje central de la revitalización del convencional.
El mapa productivo de la Cuenca del Golfo San Jorge cambió rotundamente. Las plantas de polímeros comienzan a ser una constante del paisaje de los yacimientos y las operadoras apuestan a darle una nueva vida sus proyectos. La recuperación terciaria (EOR, por sus siglas en inglés) hoy es el presente y futuro del convencional.
Los datos de la Secretaria de Energía de la Nación muestran que la producción mediante terciaria alcanzó en abril los 19.166 barriles diarios. Esta cifra representó un sostenimiento de los niveles récord observados en marzo. El volumen extraído significó apenas el 2,2% de la extracción total de crudo a nivel nacional durante dicho periodo mensual.
El crecimiento interanual del sector registró una suba del 12,8% respecto al mismo mes del año anterior. La estabilidad productiva mensual se dio en un contexto de profundos cambios estructurales para la Cuenca del Golfo San Jorge como polo hidrocarburífero.
"La verdadera noticia no estuvo en la producción sino en los cambios estructurales que comenzaron a configurarse durante los últimos meses, los cuales podrían redefinir el futuro de la actividad en el país", evaluó un informe de la consultora GtoG Energy Consulting al que accedió +e.
La Cuenca del Golfo San Jorge concentró el 74% de la producción EOR nacional, consolidándose como el principal centro de actividad del país. Chubut aportó 14.002 barriles diarios, lo que representó el 72% del total extraído por métodos terciarios. Mendoza ocupó el segundo lugar provincial con una participación del 27%.
El gran anuncio de Cerro Dragón
La confirmación del cambio de la matriz productiva de Chubut vino de la mano de Pan American Energy (PAE). La compañía presentó un ambicioso proyecto de recuperación terciaria para Cerro Dragón bajo el nuevo régimen RIGI. La inversión estimada ascendió a 680 millones de dólares, según anunció el CEO de la firma, Marcos Bulgheroni. Este plan buscó incrementar la producción en más de 11.000 barriles diarios.
El desarrollo contempla la instalación de 22 plantas de inyección de polímeros y la adecuación técnica de 650 pozos productores. El objetivo central consistió en extraer 24 millones de barriles adicionales de petróleo incremental.
Las condiciones regulatorias exigieron ejecutar el 40% de la inversión total durante los primeros dos años de actividad. Esta aceleración constructiva de infraestructura dinamizó la demanda de servicios asociados en la Cuenca del Golfo San Jorge. El salto productivo proyectado representó un incremento del 60% respecto a la producción actual.
El avance estratégico de nuevos operadores
El ingreso de la firma PECOM como jugador central transformó el mapa de operadores en el segmento de recuperación terciaria. La compañía tomó el control de Manantiales Behr, área responsable de más del 50% de la producción nacional. Esta transferencia fue parte del plan de desinversión de activos convencionales diseñado por YPF.
La empresa también acordó la adquisición del 57% de los activos de El Corcobo, ubicados entre Mendoza y La Pampa. Con estas operaciones, la operadora superó los 50.000 barriles diarios totales bajo su gestión directa.
La salida de YPF de 49 campos convencionales implicó que nuevas operadoras tomaran esos activos para maximizar su valor remanente. Es allí donde la recuperación terciaria se posicionó como la herramienta técnica fundamental para revitalizar estos bloques históricos.
Desarrollo de una cadena de suministro local
La expansión de los proyectos de inyección generó un incremento sustancial en la demanda de polímeros HPAM en el mercado interno. Históricamente, Argentina dependió de la importación total de estos insumos químicos esenciales.
La firma internacional SNF inauguró en Buenos Aires su Centro Técnico Regional para Latinoamérica durante septiembre del año 2025. Esta decisión constituyó una señal de confianza sobre el potencial de crecimiento del mercado hidrocarburífero local. El centro brindó soporte especializado a los proyectos de recuperación terciaria en despliegue.
"La demanda de los proyectos EOR convencionales se complementa con el consumo de productos químicos de Vaca Muerta, creando por primera vez una masa crítica capaz de justificar inversiones", consideró el informe de GtoG Energy Consulting.
Durante años, la limitada escala de demanda impidió la instalación de fábricas locales de polímeros para la industria petrolera. La convergencia entre el desarrollo no convencional y los nuevos proyectos de recuperación terciaria modificó la ecuación económica. Esta masa crítica de consumo permitió evaluar seriamente inversiones industriales nacionales.
Los dueños de la recuperación terciaria
Los datos de abril confirmaron que YPF mantuvo el liderazgo con el 78% del total de la producción EOR nacional. La operadora CAPSA-CAPEX se ubicó en segundo lugar con una participación del 11%. En tanto, PECOM alcanzó el 5% del mercado tras la incorporación de los activos que YPF puso a la venta.
"Por primera vez convergen simultáneamente tres factores: operadores dispuestos a invertir a gran escala, incentivos regulatorios que favorecen proyectos de largo plazo y proveedores tecnológicos internacionales posicionándose localmente", subrayó el informe.
El área de Manantiales Behr registró una producción de 9.927 barriles diarios, liderando el ranking nacional de bloques concesionados. Chachahuén Sur ocupó la segunda posición con 4.884 barriles diarios, representando el 25% de la actividad. El bloque Diadema completó el podio sectorial aportando 2.022 barriles de crudo mediante EOR.
En la zona sur de la provincia de Chubut, el yacimiento Escalante - El Trébol extrajo 1.020 barriles por día. Por su parte, la concesión Anticlinal Grande - Cerro Dragón alcanzó un volumen de 776 barriles diarios. Estas cifras históricas reflejaron el esfuerzo técnico de las operadoras en la Cuenca del Golfo San Jorge.
"La recuperación terciaria representa actualmente apenas el 2,2% de la producción total, pero los proyectos anunciados muestran potencial concreto para incrementar significativamente esa participación durante los próximos cinco años", destacó el documento.
El informe técnico detalló que la producción acumulada de crudo por métodos terciarios alcanzó los 2.279 millones de barriles. Este registro correspondió al periodo transcurrido durante los primeros cuatro meses del año 2026.
El rol de PECOM
La inversión de PECOM en el bloque Manantiales Behr ascendió a un monto aproximado de 450 millones de dólares. La compañía logró incrementar la producción un 1.012% desde el primer día de su gestión operativa. Este hito marcó un punto de inflexión para el desarrollo del EOR químico.
"La señal más importante es que la recuperación terciaria dejó de ser una tecnología aplicada en proyectos aislados para transformarse en una de las principales herramientas de crecimiento del petróleo convencional", aseveró el informe de GtoG Energy Consulting.
PECOM adquirió el 57% del bloque El Corcobo a la firma Pluspetrol, sumando cuatro concesiones estratégicas en Mendoza y La Pampa. Esta operación incluyó los yacimientos Gobernador Ayala, CNQ-7A y Jagüel Casa de Piedra. El campo representó una de las experiencias de recuperación terciaria más antiguas del país.
En esta nota
Se está leyendo
