El convencional sigue en declino, pero no está todo dicho

En la industria de los hidrocarburos no todo es Vaca Muerta, y en el convencional no todas las perspectivas son al declino, sino que hay muchas y atractivas oportunidades de crecimiento que las principales empresas están explorando con el foco puesto en la productividad y la mayor eficiencia.

No obstante, la foto de abril a nivel nacional parece decir otra cosa. En el cuarto mes del año la producción de petróleo aumentó 12,6% i.a. y 11,9% a.a. en los últimos 12 meses, pero dentro de ese escenario la convencional que representa el 64,2% del total, se redujo 4,9% i.a. y cayó 2,4% a.a. en los últimos 12 meses, mientras que la no convencional se incrementó 53,7% i.a. 

Esto explica que la producción anual de petróleo crece únicamente en la cuenca Neuquina, mientras que el resto de las cuencas disminuye la producción en la mayoría de sus mediciones. En tanto, la cuenca del golfo de San Jorge que es la segunda en importancia del país redujo la producción un 2% interanual, y la Austral cayó abruptamente un 31,2%

También en abril, la producción de gas natural en términos generales aumentó 11,1% i.a y 7,11% a.a, y con la misma tendencia que en el crudo, el convencional (48,9% del total) se redujo 10,9% i.a y 9,3% a.a, mientras que el no convencional aumentó 42,3% i.a. y 29,5% a.a. en los últimos doce meses. La cuenca Neuquina con el 66% de la producción nacional, donde se encuentran la mayoría de los desarrollos No Convencionales, explica el aumento anual e interanual. Junto con la cuenca Cuyana, son las únicas que incrementan la producción.

A pesar de las cifras que marcan la continuidad del declino de los yacimentos convencionales como se viene registrando en los últimos años, las empresas están dedicando inversión y desarrollo a mejorar la producción de los pozos maduros, a sabiendas que con la aplicación de nuevas técnicas todavía tiene bastante para aportar a la ecuación energética. 

El objetivo es elaborar “la receta” del desarrollo de la terciaria, de manera de estandarizarlo, minimizar los costos, maximizar los resultados y asegurar que las lecciones aprendidas y las buenas prácticas sean aplicadas en todos los proyectos en las distintas cuencas.

El Gobierno nacional acaba de lanzar un nuevo Régimen de Acceso a Divisas para el sector en el que se contempla, en particular tres ejes especialmente pensados para cuencas maduras: un régimen especial de extracción para pozos de baja productividad; la exploración y producción de hidrocarburos con incentivos adicionales para regiones con recursos convencionales, y un régimen especial para el desarrollo de proveedores locales en cada región. 

En ese sentido, el Gobierno de Salta acaba de lanzar una convocatoria a una mesa de trabajo a empresarios, operadores hidrocarburíferos, representantes de los sindicatos del petróleo de Salta y de Jujuy y autoridades del Gobierno de Formosa para diseñar soluciones a corto plazo para mantener operativa la producción a través de la reactivación de la Cuenca NOA. La premisa es buscar incentivos diferenciados para generar inversiones y trabajos exploratorios en la zona, y al mismo tiempo que el crudo producido en la provincia se quede para ser procesado en la planta de Refinor que atraviesa una situación compleja. 

En la Cuenca del Golfo San Jorge, Pan Amerucan Energy sin dudas es referente del convencional con el superproductivo yacimiento Cerro Dragón, y de la zona donde obtiene el 85,4% del total de petróleo que produce, y donde se ubica además el 78% de las reservas probadas, equivalentes a 22 años de producción, muy por encima de empresas comparables. Con ese portfolio la compañía decidió invertir este año US$1.000 millones que se orientarán fundamentalmente en sus operaciones convencioncionales.

Desde YPF, compañía que representa el 47% de la producción de crudo, se explica que para administrar el declino de los campos muy maduros y mantenerlos con rentabilidad es vital la eficiencia. Cada dólar de opex atenta contra el margen y el EBITA y, además, cada dólar ahorrado de opex se transforma en capex.

Muchos de los yacimientos maduros de petróleo producen con altísimos porcentajes de agua, y es ahí donde la recuperación terciaria demostró que juega un rol preponderante, viabilizando el mantenimiento e incluso el crecimiento en producción de esos campos. 

Lo que hace la terciaria es “empujar” con mayor efectividad el petróleo que fue bypaseado por la secundaria, ya sea por heterogeneidad de la formación objetivo o por una relación de movilidades desfavorable (petróleos más pesados). De esta manera, lo que se logra es bajar el corte de agua, manteniendo la producción bruta pero reemplazando producción de agua por petróleo, lo que esta permitiendo revitalizar campos, aprovechando las instalaciones existentes.

El potencial de la recuperación por terciaria es enorme, afirman en la petrolera. En función de la heterogeneidad y el grado API del petróleo en la cuenca del Golfo de San Jorge, las oportunidades son muy interesantes. Esto puede ser un potencial “game changer”, rejuveneciendo e inclusive aumentando la producción de la cuenca, y las mismas características aplican para algunos yacimientos de petróleo pesado del extremo sur de la provincia de Mendoza.

Para YPF, la “nave insignia” es el bloque Mantiales Bher (Chubut), un bloque con más de 90 años que a partir de la experiencia de la terciaria batió récords de producción. Pero también se viene avanzando en el mismo sentido con la inyección en el bloque Los Perales (Santa Cruz), El Trebol (Chubut), Greenbek Norte II (Chubut), Los Perales Sur (Santa Cruz), Cañadón León (Santa Cruz), Chachauen (Mendoza). En todos se viene trabajando con la iplementación de pilotos y en función de sus resultados de viabilidad se decide avanzar en la masificación de la inyección de polímeros.

Pero, además de la mejora de la productividad de los pozos maduros, la estrategia de las principales compañías contempla la exploración cercana a yacimientos existentes; con objetivos tight o del offshore Argentino.

La exploración cercana a yacimientos existentes tiene por objetivo rejuvenecer con potencial producción “fresca” los campos maduros. Lo atractivo de la misma es que no requiere inversión en infraestructura para un potencial desarrollo en caso de éxito y que podría ser rápidamente materializable.

El potencial del tight es muy relevante, particularmente en las provincias de Tierra del Fuego, Neuquén y Río Negro, y este año se están llevando adelante nuevos pozos exploratorios. Mientras qyue la apuesta del offshore prácticamente es una cruzada internacional con la particiación de varias empresas que confían que el potencial del mismo podría ser similar al de Vaca Muerta.