Con dos plantas de inyección de polímeros, la compañía espera mostrar un cambio de tendencia en los próximos 12 meses. Los ensayos ya reflejan que se reduce la proporción de agua sobre el petróleo. Se busca replicar la experiencia que dio grandes resultados en Manantiales Behr.
Recuperación terciaria en Chubut. En el último lustro, la cuenca del Golfo San Jorge viene escribiendo una historia repetida: cada año, la curva de producción de petróleo en Chubut y Santa Cruz se inclina unos grados más hacia abajo. La combinación de yacimientos maduros, costos crecientes y presión fiscal -como las retenciones sobre exportación, que si bien sólo alcanzan una parte de la producción terminan incidiendo sobre el precio interno para cada barril producido- ha hecho que incluso los planes más ambiciosos tengan que medirse con una regla estricta: cada pozo nuevo no solo debe aportar crudo, sino también compensar el inevitable declive natural de las reservas. Según informa: ANDSur
En ese escenario, El Trébol-Escalante ha sido un símbolo los tiempos dorados de la explotación convencional, apagado ya décadas atrás. Aun alejado de sus mejores rendimientos, su aporte se mantuvo durante años y todavía tiene objetivos por alcanzar, pero antes deberá sortear el techo geológico ya alcanzado por la recuperación primaria y secundaria.
Ese objetivo dependerá de los resultados del plan de actividad iniciado por PECOM desde que compró la concesió para explotar el área, apuntando a cambiar la tendencia a partir de la recuperación terciaria mediante inyección de polímeros, para lo cual trabaja aceleradamente para poner en marcha la nueva PIU (sigla en inglés para “planta de inyección de polímeros”), que prevé habilitar en el mes de septiembre. Y si bien habrá que esperar entre 12 y 18 meses para conocer los resultados óptimos que se proyectan, los indicios ya aportados por la planta piloto permiten albergar optimismo al equipo de profesionales que recibió a ADNSUR en una reciente visita por el yacimiento.
Perforación de 15 pozos para activar la recuperación terciaria
De acuerdo con los objetivos planteados por la compañía, los activos recientemente adquiridos de Campamento Central y Escalante-Trébol son altamente atractivos debido al éxito comprobado en los métodos de recuperación terciaria (EOR) y la posibilidad de optimizar los costos operativos.
Según se explicó desde la compañía, los proyectos de EOR requieren equipos especializados, estudios avanzados de reservorios y ejecución precisa. Para ello, se adopta un modelo de bajo riesgo, con evaluación de modelos 3D, simulaciones numéricas y pruebas piloto optimizadas.
Con base en esos criterios, la compañía de la familia Pérez Companc viene desplegando su plan en la zona. La recuperación terciaria, mediante inyección de polímeros, es una técnica que en la cuenca ya tuvo antecedentes exitosos en Manantiales Behr (alcanzó su record de producción en 2022 y hoy volvió a valores similares a ese hito) y que en El Trébol comenzó a probarse en forma piloto durante los últimos meses.
Con esa finalidad, se perforaron 15 pozos que no tienen objetivo de entregar producción primaria (de hecho, su rendimiento es sumamente bajo), sino que se usarán como parte de un esquema de inyección diseñado para modificar la relación agua-petróleo en los yacimientos.
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 inyección del producto químico para el “barrido” del petróleo que aún queda por producir en la formación.
Desafíos técnicos, logísticos y el plazo para lograr resultados
Según las precisiones brindadas por el equipo técnico que dialogó con esta agencia, en los primeros 4 a 6 meses, la producción total no crece de manera significativa, pero sí mejora la proporción de crudo sobre agua.
En promedio, la experiencia muestra una reducción de 10 puntos porcentuales en la presencia de agua, lo que implica un aumento neto de petróleo aprovechable. El verdadero salto, sin embargo, se produce entre los 12 y 18 meses, cuando se alcanza el pico de producción por pozo.
En El Trébol, todos los ensayos realizados arrojaron resultados positivos, aunque en proporciones distintas. Ahora el objetivo es replicar la experiencia en reservorios análogos, a las profundidades antes señaladas.
Además, el reto técnico se amplifica: la mayor temperatura de profundidad degrada los polímeros a un ritmo diferente al que ocurre, por ejemplo, en Manantiales Behr, lo que exige un insumo especialmente formulado especialmente para estas condiciones.
La logística del insumo es un capítulo aparte: el polímero se fabrica en China y requiere un plazo de tres meses desde su producción hasta su llegada al país. En números, su costo ronda los 3,35 dólares por kilo, con un consumo diario estimado de 5.000 kilos durante todo el año.
El impacto del costo del polímero en el OPEX (gastos operativos) es de 4 puntos adicionales, pero si la inyección consigue aumentar la producción de barriles netos de petróleo, la relación costo/unidad producida se vuelve más competitiva.Según destacaron desde la compañía, fue fundamental la gestión del gobierno provincial para que su par de nación elimine los aranceles a la importación, en conjunto con la baja de regalías, para dar viabilidad a la ecuación económica.
Ultiman detalles para la nueva planta en septiembre y una segunda en enero
La hoja de ruta de PECOM incluye un hito cercano: la puesta en marcha de la primera planta de inyección (PIU) en septiembre. La segunda planta entraría en operaciones entre enero y abril de 2026, con capacidad para inyectar sobre diez pozos.
En Campamento Central-Cañadón Perdido, que integran el otro bloque productivo que la operadora le compró a YPF, se proyectan 39 nuevos pozos para 2026, sobre un total de 51. El resto se perforará, nuevamente, en El Trébol. Los planes para el año próximo incluyen 88 reparaciones de pozos, que se suman a los 46 intervenidos este año, mediante la actividad de dos equipos de work-over, que complementan la tarea del perforador.
En este caso, la profundidad es de 1.100 metros, lo que ajusta los parámetros de perforación y tratamiento. Los indicios no son despreciables. Alrededor de una década atrás, uno de los pozos perforados en el área Central se convirtió en el más productivo del país.
La experiencia previa indica que la inyección de polímeros, validada en Manantiales Behr y testeada en El Trébol, se organizará en dos plantas móviles que recorrerán seis ubicaciones, moviéndose en función de la evolución del piloto.
Las plantas implican una inversión inicial de entre 5 y 6 millones de dólares cada una, a lo que se añaden 2 y 3 millones de dólares para su montaje y puesta en funcionamiento. La denominada “sur”, definida así por su ubicación frente a la referencia de la ruta 26, según se cruce a un lado u otro de esa vía, está en la etapa final, a partir de un montaje realizado por la empresa INCRO.
Según la compañía, hay en carpeta seis proyectos adicionales en El Trébol y uno en ejecución en Cañadón Perdido, además de una perspectiva de “primaria profunda” en Mina del Carmen, ubicada en una capa superior a la formación D-129, a más de 3.000 metros de profundidad. A propósito, el pozo perforado en 2014 en El Trébol, en busca de recursos shale, todavía está en producción, según confirmaron los integrantes del equipo técnico. Entrega volúmenes bajos, pero no se descartan nuevos ensayos en esas profundidades.
La batalla por los costos y los desafíos pendientes
Los costos son la otra gran batalla. Hoy, producir un barril promedio en la región cuesta alrededor de 53 dólares, hace un año era de 58. La meta de PECOM es cerrar 2025 en 37 dólares. A mediano plazo, se busca bajar a un dígito, a partir de la búsqueda de eficiencia operativa. Por eso, uno de los objetivos de la compañía es aumentar la eficiencia, ya que al inicio había dos operarios por pozo activo, mientras hoy se redujo a 1,3 por cada unidad.
En este punto, la mirada técnica choca con una advertencia que no es nueva: el ecosistema productivo de la cuenca depende también de la salud de su cadena de contratistas. En las últimas semanas, varias empresas de servicios han expresado preocupación 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.
Para que la proyección positiva de programas como el de PECOM se materialice en la economía regional, la ecuación debe cerrar no solo en boca de pozo, sino también en los talleres, depósitos y equipos de las pymes locales.
Se entiende que hay también un esfuerzo en la transformación de la compañía, que reconoció en la reciente presentación de su balance, que gran parte de las pérdidas del primer semestre de este año (en algo más 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 compró.
Si las dos plantas de polímeros logran consolidar sus resultados en 2026, el impacto será tangible: más petróleo, menos agua y un horizonte de pozos nuevos en reservorios con potencial. Será también un caso de estudio sobre cómo la recuperación terciaria puede extender la vida útil de yacimientos que, en otros contextos, habrían iniciado su fase final de declino.
Pero el tiempo geológico tiene sus reglas. Los ingenieros lo saben, y los números así lo indican: no hay soluciones mágicas en petróleo. Cada curva que se intenta revertir lleva meses, incluso años, y depende tanto de la calidad de la roca como de la constancia en las inversiones. El desafío para Chubut es que estos proyectos no queden como excepciones, sino que marquen un camino para reescribir, aunque sea en algunos capítulos, la historia productiva de la provincia.
