Chubut (EP), 19 de agosto \u201825. Con dos plantas de inyecci\u00f3n de pol\u00edmeros, la compa\u00f1\u00eda espera mostrar un cambio de tendencia en los pr\u00f3ximos 12 meses. Los ensayos ya reflejan que se reduce la proporci\u00f3n de agua sobre el petr\u00f3leo. Se busca replicar la experiencia que dio grandes resultados en Manantiales Behr.<\/p>\n
En el \u00faltimo lustro, la cuenca del Golfo San Jorge viene escribiendo una historia repetida: cada a\u00f1o, la curva de producci\u00f3n de petr\u00f3leo en Chubut y Santa Cruz se inclina unos grados m\u00e1s hacia abajo. La combinaci\u00f3n de yacimientos maduros, costos crecientes y presi\u00f3n fiscal -como las retenciones sobre exportaci\u00f3n, que si bien s\u00f3lo alcanzan una parte de la producci\u00f3n terminan incidiendo sobre el precio interno para cada barril producido- ha hecho que incluso los planes m\u00e1s ambiciosos tengan que medirse con una regla estricta: cada pozo nuevo no solo debe aportar crudo, sino tambi\u00e9n compensar el inevitable declive natural de las reservas.<\/p>\n
En ese escenario, El Tr\u00e9bol-Escalante ha sido un s\u00edmbolo los tiempos dorados de la explotaci\u00f3n convencional, apagado ya d\u00e9cadas atr\u00e1s. Aun alejado de sus mejores rendimientos, su aporte se mantuvo durante a\u00f1os y todav\u00eda tiene objetivos por alcanzar, pero antes deber\u00e1 sortear el techo geol\u00f3gico ya alcanzado por la recuperaci\u00f3n primaria y secundaria.<\/p>\n
Ese objetivo depender\u00e1 de los resultados del plan de actividad iniciado por PECOM desde que compr\u00f3 la concesi\u00f3n para explotar el \u00e1rea, apuntando a cambiar la tendencia a partir de la recuperaci\u00f3n terciaria mediante inyecci\u00f3n de pol\u00edmeros, para lo cual trabaja aceleradamente para poner en marcha la nueva PIU (sigla en ingl\u00e9s para \u201cplanta de inyecci\u00f3n de pol\u00edmeros\u201d), que prev\u00e9 habilitar en el mes de septiembre. Y si bien habr\u00e1 que esperar entre 12 y 18 meses para conocer los resultados \u00f3ptimos que se proyectan, los indicios ya aportados por la planta piloto permiten albergar optimismo al equipo de profesionales que recibi\u00f3 a ADNSUR en una reciente visita por el yacimiento.<\/p>\n
Perforaci\u00f3n de 15 pozos para activar la recuperaci\u00f3n terciaria<\/p>\n
De acuerdo con los objetivos planteados por la compa\u00f1\u00eda, los activos recientemente adquiridos de Campamento Central y Escalante-Tr\u00e9bol son altamente atractivos debido al \u00e9xito comprobado en los m\u00e9todos de recuperaci\u00f3n terciaria (EOR) y la posibilidad de optimizar los costos operativos.<\/p>\n
Seg\u00fan se explic\u00f3 desde la compa\u00f1\u00eda, los proyectos de EOR requieren equipos especializados, estudios avanzados de reservorios y ejecuci\u00f3n precisa. Para ello, se adopta un modelo de bajo riesgo, con evaluaci\u00f3n de modelos 3D, simulaciones num\u00e9ricas y pruebas piloto optimizadas.<\/p>\n
Con base en esos criterios, la compa\u00f1\u00eda de la familia P\u00e9rez Companc viene desplegando su plan en la zona. La recuperaci\u00f3n terciaria, mediante inyecci\u00f3n de pol\u00edmeros, es una t\u00e9cnica que en la cuenca ya tuvo antecedentes exitosos en Manantiales Behr (alcanz\u00f3 su record de producci\u00f3n en 2022 y hoy volvi\u00f3 a valores similares a ese hito) y que en El Tr\u00e9bol comenz\u00f3 a probarse en forma piloto durante los \u00faltimos meses.<\/p>\n
Con esa finalidad, se perforaron 15 pozos que no tienen objetivo de entregar producci\u00f3n primaria (de hecho, su rendimiento es sumamente bajo), sino que se usar\u00e1n como parte de un esquema de inyecci\u00f3n dise\u00f1ado para modificar la relaci\u00f3n agua-petr\u00f3leo en los yacimientos.<\/p>\n
Las perforaciones se hicieron entre los 1.400 y 1.550 metros de profundidad, con la modalidad de pozos dirigidos, que ahora se preparan a recibir la inyecci\u00f3n del producto qu\u00edmico para el \u201cbarrido\u201d del petr\u00f3leo que a\u00fan queda por producir en la formaci\u00f3n.<\/p>\n
Desaf\u00edos t\u00e9cnicos, log\u00edsticos y el plazo para lograr resultados<\/p>\n
Seg\u00fan las precisiones brindadas por el equipo t\u00e9cnico que dialog\u00f3 con esta agencia, en los primeros 4 a 6 meses, la producci\u00f3n total no crece de manera significativa, pero s\u00ed mejora la proporci\u00f3n de crudo sobre agua.<\/p>\n
En promedio, la experiencia muestra una reducci\u00f3n de 10 puntos porcentuales en la presencia de agua, lo que implica un aumento neto de petr\u00f3leo aprovechable. El verdadero salto, sin embargo, se produce entre los 12 y 18 meses, cuando se alcanza el pico de producci\u00f3n por pozo.<\/p>\n
En El Tr\u00e9bol, todos los ensayos realizados arrojaron resultados positivos, aunque en proporciones distintas. Ahora el objetivo es replicar la experiencia en reservorios an\u00e1logos, a las profundidades antes se\u00f1aladas.<\/p>\n
Adem\u00e1s, el reto t\u00e9cnico se amplifica: la mayor temperatura de profundidad degrada los pol\u00edmeros a un ritmo diferente al que ocurre, por ejemplo, en Manantiales Behr, lo que exige un insumo especialmente formulado especialmente para estas condiciones.<\/p>\n
La log\u00edstica del insumo es un cap\u00edtulo aparte: el pol\u00edmero se fabrica en China y requiere un plazo de tres meses desde su producci\u00f3n hasta su llegada al pa\u00eds. En n\u00fameros, su costo ronda los 3,35 d\u00f3lares por kilo, con un consumo diario estimado de 5.000 kilos durante todo el a\u00f1o.<\/p>\n
El impacto del costo del pol\u00edmero en el OPEX (gastos operativos) es de 4 puntos adicionales, pero si la inyecci\u00f3n consigue aumentar la producci\u00f3n de barriles netos de petr\u00f3leo, la relaci\u00f3n costo\/unidad producida se vuelve m\u00e1s competitiva. Seg\u00fan destacaron desde la compa\u00f1\u00eda, fue fundamental la gesti\u00f3n del gobierno provincial para que su par de naci\u00f3n elimine los aranceles a la importaci\u00f3n, en conjunto con la baja de regal\u00edas, para dar viabilidad a la ecuaci\u00f3n econ\u00f3mica.<\/p>\n
La hoja de ruta de PECOM incluye un hito cercano: la puesta en marcha de la primera planta de inyecci\u00f3n (PIU) en septiembre. La segunda planta entrar\u00eda en operaciones entre enero y abril de 2026, con capacidad para inyectar sobre diez pozos.<\/p>\n
En Campamento Central-Ca\u00f1ad\u00f3n Perdido, que integran el otro bloque productivo que la operadora le compr\u00f3 a YPF, se proyectan 39 nuevos pozos para 2026, sobre un total de 51. El resto se perforar\u00e1, nuevamente, en El Tr\u00e9bol. Los planes para el a\u00f1o pr\u00f3ximo incluyen 88 reparaciones de pozos, que se suman a los 46 intervenidos este a\u00f1o, mediante la actividad de dos equipos de work-over, que complementan la tarea del perforador.<\/p>\n
En este caso, la profundidad es de 1.100 metros, lo que ajusta los par\u00e1metros de perforaci\u00f3n y tratamiento. Los indicios no son despreciables. Alrededor de una d\u00e9cada atr\u00e1s, uno de los pozos perforados en el \u00e1rea Central se convirti\u00f3 en el m\u00e1s productivo del pa\u00eds.<\/p>\n
La experiencia previa indica que la inyecci\u00f3n de pol\u00edmeros, validada en Manantiales Behr y testeada en El Tr\u00e9bol, se organizar\u00e1 en dos plantas m\u00f3viles que recorrer\u00e1n seis ubicaciones, movi\u00e9ndose en funci\u00f3n de la evoluci\u00f3n del piloto.<\/p>\n
Las plantas implican una inversi\u00f3n inicial de entre 5 y 6 millones de d\u00f3lares cada una, a lo que se a\u00f1aden 2 y 3 millones de d\u00f3lares para su montaje y puesta en funcionamiento. La denominada \u201csur\u201d, definida as\u00ed por su ubicaci\u00f3n frente a la referencia de la ruta 26, seg\u00fan se cruce a un lado u otro de esa v\u00eda, est\u00e1 en la etapa final, a partir de un montaje realizado por la empresa INCRO.<\/p>\n
Seg\u00fan la compa\u00f1\u00eda, hay en carpeta seis proyectos adicionales en El Tr\u00e9bol y uno en ejecuci\u00f3n en Ca\u00f1ad\u00f3n Perdido, adem\u00e1s de una perspectiva de \u201cprimaria profunda\u201d en Mina del Carmen, ubicada en una capa superior a la formaci\u00f3n D-129, a m\u00e1s de 3.000 metros de profundidad. A prop\u00f3sito, el pozo perforado en 2014 en El Tr\u00e9bol, en busca de recursos shale, todav\u00eda est\u00e1 en producci\u00f3n, seg\u00fan confirmaron los integrantes del equipo t\u00e9cnico. Entrega vol\u00famenes bajos, pero no se descartan nuevos ensayos en esas profundidades.<\/p>\n
La batalla por los costos y los desaf\u00edos pendientes<\/p>\n
Los costos son la otra gran batalla. Hoy, producir un barril promedio en la regi\u00f3n cuesta alrededor de 53 d\u00f3lares, hace un a\u00f1o era de 58. La meta de PECOM es cerrar 2025 en 37 d\u00f3lares. A mediano plazo, se busca bajar a un d\u00edgito, a partir de la b\u00fasqueda de eficiencia operativa. Por eso, uno de los objetivos de la compa\u00f1\u00eda es aumentar la eficiencia, ya que al inicio hab\u00eda dos operarios por pozo activo, mientras hoy se redujo a 1,3 por cada unidad.<\/p>\n
En este punto, la mirada t\u00e9cnica choca con una advertencia que no es nueva: el ecosistema productivo de la cuenca depende tambi\u00e9n de la salud de su cadena de contratistas. En las \u00faltimas semanas, varias empresas de servicios han expresado preocupaci\u00f3n por los plazos de pago y la rentabilidad de los contratos, en un contexto en el que los costos de materiales e insumos importados siguen presionando al alza.<\/p>\n
Para que la proyecci\u00f3n positiva de programas como el de PECOM se materialice en la econom\u00eda regional, la ecuaci\u00f3n debe cerrar no solo en boca de pozo, sino tambi\u00e9n en los talleres, dep\u00f3sitos y equipos de las pymes locales.<\/p>\n
Se entiende que hay tambi\u00e9n un esfuerzo en la transformaci\u00f3n de la compa\u00f1\u00eda, que reconoci\u00f3 en la reciente presentaci\u00f3n de su balance, que gran parte de las p\u00e9rdidas del primer semestre de este a\u00f1o (en algo m\u00e1s de 70.000 millones de pesos) se originaron en ese objetivo, en el que la apuesta es consolidar su presencia en el upstream. Para revertir ese resultado, la apuesta es revalorizar los activos que compr\u00f3.<\/p>\n
Si las dos plantas de pol\u00edmeros logran consolidar sus resultados en 2026, el impacto ser\u00e1 tangible: m\u00e1s petr\u00f3leo, menos agua y un horizonte de pozos nuevos en reservorios con potencial. Ser\u00e1 tambi\u00e9n un caso de estudio sobre c\u00f3mo la recuperaci\u00f3n terciaria puede extender la vida \u00fatil de yacimientos que, en otros contextos, habr\u00edan iniciado su fase final de declino.<\/p>\n
Pero el tiempo geol\u00f3gico tiene sus reglas. Los ingenieros lo saben, y los n\u00fameros as\u00ed lo indican: no hay soluciones m\u00e1gicas en petr\u00f3leo. Cada curva que se intenta revertir lleva meses, incluso a\u00f1os, y depende tanto de la calidad de la roca como de la constancia en las inversiones. El desaf\u00edo para Chubut es que estos proyectos no queden como excepciones, sino que marquen un camino para reescribir, aunque sea en algunos cap\u00edtulos, la historia productiva de la provincia.<\/p>\n
Gentileza https:\/\/www.adnsur.com.ar\/<\/p>\n
Fotograf\u00eda La Izquierda Diario<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
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