22 plantas de polímeros en la Cuenca del Golfo podrían demandar 4000 puestos de trabajo

El anuncio formalizado en la sede de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) en París, durante la jornada inaugural de la Argentina Week, consagró la firma de un acuerdo de inversión superior a los 1.200 millones de dólares para el yacimiento Cerro Dragón, operado por Pan American Energy (PAE) en la Cuenca del Golfo San Jorge. La iniciativa, que ya genera gran expectativa, constituye el primer proyecto de producción convencional de hidrocarburos estructurado bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) en la República Argentina. Este programa amplía de manera sustancial la propuesta preliminar difundida a mediados de 2026, la cual preveía una erogación inicial de aproximadamente 680 millones de dólares, escalando el alcance técnico para enfrentar la madurez geológica y el declino inercial de la cuenca.

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Pese a lo importante del anuncio, las cifras de inversión suelen sonar abstractas cuando se piensa en la realidad local. El anuncio sellado en la sede de la OCDE en París por Pan American Energy (PAE) y la firma francesa SNF  —principal proveedora e integradora de soluciones de polímeros para EOR en el mercado mundial— adquiere otra dimensión cuando se analiza en el territorio: representa el mayor escudo de actividad industrial y laboral para Comodoro Rivadavia en un momento de fuerte drenaje de capitales hacia el no convencional neuquino.

La estrategia descansa sobre la aplicación masiva de técnicas de recuperación terciaria o EOR (Enhanced Oil Recovery), orientadas a movilizar el petróleo entrampado en los reservorios mediante la inyección continua de soluciones poliméricas. Tras haber transitado las etapas de drenaje primario y recuperación secundaria por inyección de agua dulce o de formación, los campos de Cerro Dragón enfrentan problemas de canalización preferencial del fluido inyectado debido al contraste de viscosidad entre el petróleo y el agua. La incorporación de poliacrilamidas hidrolizadas (HPAM) modifica las propiedades reológicas del agua de inyección, elevando su viscosidad para optimizar la relación de movilidad a valores cercanos o inferiores a la unidad y mejorar sustancialmente el factor de barrido volumétrico en las arenas productivas, tal como documentan estudios de flujo en medios porosos de la Society of Petroleum Engineers (SPE) y las evaluaciones experimentales de formulación química de SNF.

Más allá de las fórmulas químicas y las relaciones de movilidad en el subsuelo, la ejecución del plan implica una tracción inmediata de mano de obra calificada, talleres metalmecánicos, transporte pesado y actividad de torre

La radiografía del empleo: torres activas, obras civiles y química de precisión

La materialización del ambicioso programa desagrega su demanda laboral en distintas etapas operativas. El despliegue de 22 plantas modulares de inyección, la perforación de 100 nuevos pozos y la reconversión de otros 600 pozos existentes configuran tres grandes frentes de trabajo directo:

1. Actividad de torre: el motor del empleo de base

El vector más intensivo en puestos de convenio radica en el subsuelo:

-Perforación (100 pozos): La campaña requerirá entre 2 y 3 equipos de perforación dedicados durante los primeros cuatro años. Basado en el esquema de turnos continuos del Golfo San Jorge y la metodología de desarrollo de patrones de inyección (patterns) analizada en el trabajo SPE-179603-MS (Economics of Polymer Flooding), cada equipo puede requerir entre 80 y 100 trabajadores (boca de pozo, lodos, cementación, perfilaje y supervisión), generando inicialmente de 200 a 300 empleos directos. 

-Workover y pulling (600 pozos): Adecuar las instalaciones de fondo de pozo a fluidos de mayor viscosidad (incorporando bombas de cavidad progresiva PCP, packers especiales y mandriles con resistencia a factores de fricción) exigiría de 3 a 4 equipos activos de manera ininterrumpida, sumando otros 120 a 180 operarios directos según las ratios de cuadrillas de subsuelo del área.

2. Montaje electromecánico y metalmecánica local

Cada una de las plantas modulares requiere movimientos de suelo, fundaciones civiles, piping de alta presión, montaje de skids mecánicos y conexionado de instrumentación automatizada. De acuerdo con las especificaciones de ingeniería para unidades modulares de inyección (PIU) elaboradas por firmas especializadas como ProProcess Engineering, cada planta puede demandar cuadrillas multidisciplinarias de 25 a 40 trabajadores y plazos de montaje en locación de 6 a 9 meses.

El montaje escalonado (a razón de 5 a 7 plantas por año) sostendría una dotación transitoria de 200 a 300 puestos directos durante los primeros tres años. Gran parte de estos contratos involucra directamente a talleres de calderería, soldadura de alta presión, montajes industriales y empresas de ingeniería asentadas en los parques industriales de Comodoro Rivadavia. 

3. Operación continua y nuevo perfil técnico

Una vez puestas en marcha, las plantas demandan una operación analítica especializada que no existe en la inyección secundaria tradicional. Las especificaciones de diseño de procesos EOR establecen protocolos rigurosos de preparación bajo atmósfera inerte de nitrógeno (para evitar la degradación oxidativa de la macromolécula), control permanente de viscosidad y cizallamiento en cabeza de pozo, y mantenimiento predictivo de bombas reciprocantes de alta presión.

Tomando como base los esquemas de dotación fija de Petroleum Development Oman (PDO) para plantas EOR en clústeres operativos, este régimen sostendría entre 180 y 250 puestos directos permanentes por más de una década en Cerro Dragón, consolidando un plantel de operadores de procesos, técnicos electromecánicos y laboratoristas químicos de alto valor agregado.

Tracción portuaria y logística terrestre

Un eslabón clave que conecta el yacimiento con el casco urbano es el movimiento de insumos. Sostener la dosificación de más de 20 plantas demandará el consumo de 5.000 a 12.000 toneladas anuales de polímero activo.

Este flujo proyecta un impacto directo sobre la infraestructura de la ciudad:

-Puerto de Comodoro Rivadavia: Arribo regular de buques portacontenedores con insumos químicos e infraestructura modular.

-Transporte pesado regional: Flotas dedicadas al traslado de contenedores y químicos entre el puerto, los centros de acopio y las locaciones de Cerro Dragón.

-Logística de almacenamiento: Instalación de depósitos con control de humedad y temperatura para resguardar las poliacrilamidas, traccionando servicios de estiba, seguridad y control de calidad.

Este circuito logístico puede aportar de manera estable -teniendo en cuenta una operación ideal- una estimación de entre 330 y 520 puestos de trabajo totales durante la vigencia del proyecto.

Ejemplos en el mundo

El despliegue de recuperación terciaria proyectado en Cerro Dragón cuenta con antecedentes comparativos directos tanto a nivel local como en las principales cuencas hidrocarburíferas del mundo, donde la inyección de químicos permitió prolongar la viabilidad comercial de grandes complejos maduros.

En el contexto geológico y operativo de la propia Cuenca del Golfo San Jorge, el desarrollo de Manantiales Behr, ubicado en Chubut, constituye la referencia técnica más próxima. Operado históricamente por YPF y recientemente traspasado a Pecom, dicho activo articuló un parque de más de 12 plantas de polímeros que permitió alcanzar récords productivos superiores a los 10.000 barriles diarios de petróleo atribuibles exclusivamente a la recuperación terciaria. Este resultado revirtió un declino tendencial de dos dígitos y evidenció que el factor de recobro puede incrementarse entre 5 y 7 puntos sobre la inyección secundaria de agua. En términos de empleo, el proyecto Manantiales Behr pudo retener un plantel de técnicos locales y reactivó equipos de perforación y completación en un contexto en el que la cuenca sufre una continua migración de recursos de capital hacia la ventana no convencional neuquina.

En el plano internacional, el campo Marmul en el Sultanato de Omán, operado por Petroleum Development Oman (PDO), representa el análogo global más destacado en modelos de inyección comercial de polímeros en reservorios con crudos de viscosidad moderada a alta. Tras una fase piloto prolongada, PDO escaló el desarrollo instalando más de 20 estaciones de disolución y bombeo masivo bajo esquemas contractuales de diseño, construcción, operación y transferencia (DBOT) en asociación con SNF y tecnólogos internacionales. El proyecto demostró la viabilidad de sostener incrementos de recobro de entre 8% y 10%, generando una demanda permanente de ingenieros de procesos, especialistas químicos de campo y cuadrillas de mantenimiento que operan de forma ininterrumpida desde hace más de una década.

En una escala de mayor envergadura, el megacampo Daqing en la Cuenca de Songliao, China, representa el mayor desarrollo de EOR químico a nivel mundial. PetroChina implementó la inyección de polímeros y esquemas combinados de álcali-surfactante-polímero (ASP) en cientos de patrones de inyección, sosteniendo una plataforma de producción incremental superior a los 200.000 barriles diarios. Daqing ratificó empíricamente que la recuperación terciaria con polímeros genera una ganancia de factor de recobro final de entre 10% y 12% sobre el volumen original de petróleo in situ (OOIP), confirmando que las operaciones químicas demandan estructuras laborales integradas de monitoreo de subsuelo, gestión ambiental de fluidos de retorno y plantas auxiliares de tratamiento de agua residual producida.

Por su parte, el campo Tambaredjo en Surinam, conducido por Staatsolie, ofrece una referencia directa sobre el dimensionamiento ocupacional en modelos de explotación modular orientados a crudos pesados. La instalación escalonada de plantas modulares de inyección con poliacrilamidas permitió sostener dotaciones operativas permanentes de aproximadamente 20 puestos directos por cada módulo en régimen continuo.

A su vez, el proyecto del campo Casabe en la cuenca del Valle Medio del Magdalena en Colombia, implementado por Ecopetrol y empresas de servicios, consolidó un esquema de inyección terciaria que redujo drásticamente el corte de agua en pozos maduros, demostrando que la recuperación mejorada requiere un esfuerzo persistente de reacondicionamiento mecánico de pozos y un control riguroso de la integridad de tuberías de inyección.

Freno a la migración hacia Vaca Muerta y puente hacia la explotación del D-129

El valor estratégico del proyecto excede el conteo de jornales: actúa como un ancla para retener mano de obra técnica y contratistas en Chubut. Experiencias análogas previas en la cuenca, como la recuperación terciaria en Manantiales Behr (que superó los 10.000 barriles diarios por EOR), ya demostraron que la inyección química logra amortiguar el declino y preservar una porción de la estructura operativa local.

A nivel macroeconómico, los 46 millones de barriles incrementales de crudo Escalante previstos cumplen una doble función:

-18 millones de barriles se destinarán a exportación, capturando divisas bajo el paraguas cambiario del RIGI.

-28 millones de barriles irán al mercado interno, donde su densidad (24° a 26° API) resulta imprescindible para mezclar con el crudo extraliviano de Vaca Muerta (Medanito, 38° a 42° API) y abastecer la producción de gasoil, asfaltos y bases lubricantes en refinerías como Campana.

El mantenimiento de esta masa crítica operativa —redes de energía, compresión, ductos y personal entrenado— resulta vital para el mediano plazo: mantiene vivas las instalaciones troncales que abaratarán los costos de desarrollo cuando la cuenca avance sobre la Formación Pozo D-129, la roca madre lacustre con recursos potenciales de shale oil y shale gas.

Los USD 1.200 millones anunciados no quedan en el plano financiero. Durante los próximos años pueden significar hasta 4.250 empleos en su momento de mayor despliegue y serían capaces de garantizar una base estable de cerca de 2.000 puestos de trabajo por los próximos 15 años, devolviéndole a Comodoro Rivadavia y la cuenca prevesibilidad, certidumbre productiva y protagonismo energético.

Un plan a largo plazo

La presentación del proyecto de recuperación terciaria de PAE para Cerro Dragón bajo las garantías del régimen RIGI redefine la gestión estratégica de las cuencas maduras en el cono sur. Frente a una concentración de capital volcada hacia el no convencional de Vaca Muerta, el programa demuestra que los campos convencionales maduros pueden sostener una rentabilidad de clase mundial si se combinan escala tecnológica, asociaciones químicas de primer orden y marcos regulatorios previsibles.

En el plano laboral, la iniciativa disipa el riesgo de cesación de actividades en los yacimientos convencionales de Chubut. En base a datos que se desprenden de proyectos similares en el mundo, la articulación simultánea de 22 plantas modulares, 100 perforaciones y 600 intervenciones mayores requeríra movilizar una dotación pico de 2.900 a 4.250 trabajadores (con más de 1.000 plazas directas de alta calificación) durante su fase constructiva y de perforación, convergiendo posteriormente hacia una base estable de 1.450 a 2.100 empleos directos e indirectos dedicados a la operación química continua, la logística portuaria y el mantenimiento preventivo.

En la dimensión temporal, las guías metodológicas de la North Sea Transition Authority (NSTA / ex-OGA UK) en su compendio Polymer Enhanced Oil Recovery: Industry Lessons Learned señalan que los proyectos de inyección terciaria comercial conllevan una hoja de ruta de maduración y explotación de largo plazo, requiriendo entre 10 y 15 años de ciclo integral.

En Cerro Dragón, el despliegue de facilidades y adecuación de pozos abarcará los primeros 3 a 4 años. De acuerdo con los modelos de simulación de flujo y desplazamiento polimérico descritos por la SPE y estudios cinéticos en medios porosos, la formación y propagación del banco de petróleo hasta los pozos de producción toma entre 9 y 18 meses por patrón, permitiendo alcanzar hacia el quinto año una meseta de producción incremental proyectada en más de 16.600 barriles equivalentes diarios.

Posteriormente, la transición hacia la etapa de empuje por agua (water chase) sostendrá la extracción hasta totalizar los 46 millones de barriles incrementales. Este horizonte temporal no solo apuntala las finanzas públicas provinciales y equilibra el parque refinador argentino, sino que asegura la continuidad operativa del Golfo San Jorge y viabiliza la futura frontera del subsuelo patagónico.