Plan piloto en la Patagonia: reinyectarán gas para recuperar líquidos en una conocida cuenca

El yacimiento Estación Fernández Oro (EFO), ubicado en la zona rural de Allen, es desde este mes el escenario de un nuevo ensayo técnico orientado a la recuperación de hidrocarburos líquidos. La empresa operadora, Quintana Energy, comenzó con la implementación de un plan piloto de reinyección de gas seco, una técnica que apunta a revitalizar la productividad de uno de los principales reservorios gasíferos de la provincia de Río Negro.

El proyecto, en etapa de prueba, forma parte del compromiso de inversión asumido por la compañía en el marco de la prórroga de concesión otorgada por la provincia, que extenderá su operación en el área por diez años a partir de agosto de 2026. Según detallaron desde la empresa, la iniciativa contempla la instalación de compresores de última generación, con capacidad de operar a diferentes presiones y volúmenes, lo que permite adaptar el ciclo de inyección a las condiciones estacionales y operativas del yacimiento.

La técnica aplicada consiste en un ciclo alternado de inyección y extracción. Durante los meses de menor demanda de gas en el sistema nacional, la empresa inyecta gas seco al reservorio para presurizar la formación. En una etapa posterior, el reservorio responde liberando hidrocarburos líquidos que, de otra manera, no podrían extraerse por métodos convencionales.

La decisión de aplicar esta estrategia se apoya en experiencias anteriores en el mismo yacimiento. Entre 2018 y 2019, un ensayo en el pozo EFO-95 permitió aumentar la recuperación de licuables mediante un proceso similar, lo que sirvió como referencia para ampliar la escala en esta nueva fase. “Estamos en etapa de prueba. Aunque sea invierno y eso complique un poco el ciclo, la idea es llegar con experiencia acumulada a octubre, cuando baja la demanda nacional de gas y se vuelve ideal para inyectar”, explicó Marcos Ceccani, gerente de Ingeniería de Quintana Energy.

La empresa estima que el reservorio cuenta con condiciones técnicas favorables para este tipo de ensayos, lo que podría traducirse en una extensión sustancial de su vida útil y un incremento en los volúmenes de producción. Actualmente, EFO produce cerca de 750.000 metros cúbicos diarios de gas, lejos del pico de 3,5 millones de metros cúbicos por día alcanzado en años anteriores.

Desde el inicio de las tareas, el plan piloto está bajo seguimiento de la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro, en coordinación con organismos provinciales como el Departamento Provincial de Aguas (DPA) y la Secretaría de Ambiente. “Estamos inspeccionando el arranque de la prueba piloto y controlamos aspectos clave como seguridad, ambiente, calidad de agua y niveles de ruido”, indicó José Ricciardulli, inspector provincial.

El control abarca la instalación de los equipos, los registros de operación y la interacción con la infraestructura preexistente del yacimiento. “Es la primera vez que se hará esta técnica en forma sostenida en Río Negro. Tenemos contacto fluido con la empresa y todos los organismos involucrados están coordinados, cada uno con su rol específico. El beneficio para la provincia puede ser muy grande”, señaló Ricciardulli.

El proyecto en EFO se inserta en una tendencia de recuperación secundaria en yacimientos con alta inversión acumulada pero baja producción actual. Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, más del 40% de las áreas productivas del país se encuentran en alguna etapa de declinación, lo que abre oportunidades para técnicas como la reinyección, el recobro mejorado y la optimización de infraestructura.

En el caso de Río Negro, el plan piloto podría sentar las bases para futuras aplicaciones en otras áreas maduras, en particular aquellas que cuentan con sistemas de transporte y compresión disponibles. El impacto potencial no solo abarca el aumento de producción, sino también la continuidad del empleo local y la mejora de la eficiencia operativa en regiones alejadas de los grandes centros de consumo.

La primera etapa del ensayo se desarrollará durante el segundo semestre de 2024, con vistas a evaluar resultados a partir de octubre, cuando las condiciones de mercado y demanda lo permitan. Si los resultados son positivos, la técnica podría implementarse de forma sostenida desde 2025.

Para Quintana Energy, el proyecto también representa un modelo de gestión integrada. “Nuestro lema es ‘un solo mameluco’. Todo el personal, desde operadores de planta hasta instrumentistas, trabaja como un solo equipo”, afirmó Ceccani.