El equipo de Reservorios de El Tordillo implementó en 2021 un trabajo de inyección de geles de polímero para la recuperación terciaria. Presentó los resultados en el Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del IAPG y aquí cuenta los detalles.

Siguiendo la vida de un pozo, a la etapa de recuperación primaria, en la que produce por su propia energía presurizada, le sigue la de recuperación secundaria. Se llama así a la acción de inyectar agua en un pozo cercano, que ejerce presión y provoca un barrido de las rocas para obtener gas o petróleo. Esta técnica cumple su etapa cuando los resultados ya no son rentables, cuando el agua prevalece en el producto final. Es el momento de la recuperación terciaria.

Aunque se nombra como una nueva etapa, la recuperación terciaria se podría considerar una optimización de la recuperación secundaria por medio de la aplicación de diversas tecnologías. “A través de la inyección de geles de polímero se busca mejorar el barrido, que sea más uniforme o que contacte focos nuevos”, cuenta a Tecpetrol Hoy Rodrigo Santamaría, Development Engineer Lead Analyst en El Tordillo, parte del equipo que presentó los resultados en el Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del IAPG.

“Estas tecnologías son de las más probadas en la cuenca del Golfo San Jorge, pero se discontinuaron en 2014 porque el precio del crudo ponía la rentabilidad al filo”, agrega Santamaría. Los buenos resultados en pozos de YPF de la zona habilitaron nuevas inversiones en esta técnica.

Zoom al pozo

La recuperación terciaria aplicada en El Tordillo implica la inyección de una píldora de gel de bajo volumen en el pozo, que al solidificarse genera un bloqueo en el lugar, de manera que el agua tiene que buscar un nuevo cauce. Para que el gel de polímero cambie de estado requiere un entrecruzador que se activa a ciertas temperaturas. Así se convierte en un tapón y el agua va redireccionando la inyección.

“Se hicieron 107 tratamientos en la historia de El Tordillo con resultados muy buenos, ahora reinyectamos tres pozos y vimos resultados prometedores”, destaca nuestro experto, que señaló que la rentabilidad de la práctica “es muy importante la selección de pozos candidatos”. Los resultados son claros: en todos los pozos en los que se aplicó se verificó un incremento de petróleo adicional de producción en un año.

A partir de los resultados presentados ante todos los operadores del país, el equipo de Reservorios se dispone a una nueva etapa del proyecto en este año. Un nuevo entrecruzador, más eficiente en la medida que soporta más altas temperaturas permitirá ir a buscar el hidrocarburo a otras profundidades. “Mientras los entrecruzadores anteriores se activaban a 80 grados los nuevos soportan hasta 150 grados”, detalla Santamaría. “Estábamos limitados a zonas más someras, y esto permitiría ir a zonas más profundas en las que nunca se ha hecho tratamiento de geles”, resume. “Creemos que el premio está hoy más profundo y por eso implementamos esta innovación tecnológica”.