>Un estudio de Boston Consulting Group (BCG), una consultora internacional, estimó que la recuperación terciaria de petróleo puede optimizar la producción y generar a las compañías petroleras entre 3 y 4 veces más de Ebitda (utilidades antes de impuestos, intereses y amortizaciones) que medidas de reducción de costos.

Áreas como las recientemente transferidas por YPF en Chubut, Mendoza o Santa Cruz son casos concretos “Un entorno operativo predecible, reglas claras y procesos ágiles facilitan este tipo de inversiones. Muchas provincias ya vienen impulsando instancias de coordinación técnica, mesas de transición con nuevos operadores y esquemas para favorecer la continuidad operativa en los activos transferidos. Incluso en Mendoza se ha puesto sobre la mesa una potencial reducción de regalías”, resaltó De Lella.

Para la Argentina no hay una estimación puntual, pero aplicando el escenario global al caso local De Lella estimó el impacto en unos USD 500 millones de ingresos anuales adicionales. “Esto podría plantearse como una ambición aspiracional, aunque la prioridad hoy pasa frenar el declino. Aun así, detener esa caída implicaría generar ingresos que, de otro modo, se perderían”, señaló a Infobae.

En la etapa primaria de un pozo petrolero convencional se aprovecha la propia energía y presión inicial del yacimiento. A medida que los pozos se van agotando, la presión baja. Puede haber gas en el fondo que ayuda, pero la presión disminuye, como en un globo que se desinfla. En la recuperación secundaria se aumenta o mantiene la presión con inyección de agua, para barrer y “empujar” el petróleo hacia arriba. Y en la recuperación terciaria se mejora la eficiencia de la recuperación agregando polímeros al agua para lograr mayor viscosidad y mejorar el empuje.