Pan American Energy (PAE) presentó una solicitud de adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para desarrollar un proyecto de recuperación terciaria en Cerro Dragón, Chubut. Con una inversión prevista cercana a US$1.200 millones, la iniciativa busca sumar producción en uno de los principales activos convencionales del país.
El anuncio se realizó el 1 de octubre durante Argentina Week, en París. Su objetivo es enfrentar el declino de un yacimiento maduro mediante nuevas instalaciones, perforaciones e intervenciones sobre pozos existentes. Para su implementación, PAE acordó trabajar con la empresa francesa SNF, especializada en polímeros para recuperación mejorada.
Más petróleo a partir de los reservorios existentes
El programa contempla nuevas plantas de inyección de polímeros, alrededor de 100 pozos productores e inyectores adicionales y unas 600 intervenciones en pozos productores. El despliegue combina infraestructura de superficie con la adaptación del desarrollo para incorporar esta tecnología.
Según las proyecciones difundidas, el proyecto podría aportar 46 millones de barriles de petróleo adicionales y aproximadamente 850 millones de metros cúbicos de gas natural durante su desarrollo. Esta última cifra equivale a los 30.000 millones de pies cúbicos informados originalmente. Del petróleo incremental, unos 18 millones de barriles se destinarían a exportación y el resto al mercado interno.
El pico previsto superaría los 16.600 barriles diarios de petróleo equivalente, por encima del escenario productivo proyectado sin el nuevo desarrollo. La solicitud de ingreso al RIGI todavía debe distinguirse de su aprobación.
Cómo funciona la inyección de polímeros
La clave técnica está en modificar el comportamiento del agua que se inyecta en el reservorio. Al incorporar polímeros, aumenta su viscosidad y mejora el control de movilidad: el fluido puede desplazar el petróleo de manera más eficiente y mejorar el barrido de la roca. Ese es el principio de la recuperación mejorada con polímeros.
En términos sencillos, interesa que el agua alcance una mayor proporción del petróleo que permanece en el reservorio. El beneficio buscado es aumentar el factor de recuperación, es decir, la fracción del petróleo originalmente presente que puede extraerse.
La aplicación exige seleccionar una formulación compatible con cada reservorio. La temperatura, la salinidad del agua y la capacidad de inyectar la solución sin perder desempeño condicionan el diseño. SNF contempla estudios de laboratorio, ensayos de inyección y seguimiento operativo para ajustar esa selección. Por eso, escalar el proyecto requiere integrar conocimiento del subsuelo, química e instalaciones.
El valor de sostener la producción convencional
Desde una perspectiva productiva, el aporte de un desarrollo de este tipo debe medirse contra la trayectoria que seguiría el campo sin esa inversión. Sumar producción incremental puede significar amortiguar el declino, aun cuando el volumen total del yacimiento no crezca de forma sostenida. Esta distinción permite evaluar qué barriles agrega efectivamente el proyecto.
La lectura para las cuencas maduras es que todavía pueden abrirse oportunidades al mejorar la recuperación en reservorios conocidos. Su viabilidad depende de que el petróleo adicional permita cubrir las nuevas instalaciones, el suministro de polímeros y la operación. La escala del recurso remanente, por sí sola, no resuelve esa ecuación.
En Cerro Dragón, la apuesta consiste en combinar tecnología de recuperación con un marco que facilite comprometer capital a largo plazo. Para la Cuenca del Golfo San Jorge, el resultado relevante será cuánto petróleo adicional logra producir el programa y durante cuánto tiempo permite sostener la actividad.
