Los desafíos que afronta el petróleo convencional en el Golfo San Jorge

Opacada por el auge de Vaca Muerta, la cuenca del Golfo San Jorge lucha por mantener sus niveles de producción de petróleo y apuesta también a sumar gas. En noviembre, de acuerdo a la Secretaría de Energía, la zona compartida por Chubut y Santa Cruz llegó a los 201.364 barriles por día y a 11,2 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas natural.

Oil Production, la consultora del ingeniero Marcelo Hirtchfeldt, indica que el crudo Escalante, el predominante en el Golfo, significa el 30% de la producción nacional frente al 65% que acapara la cuenca Neuquina (involucra al shale oil de Neuquén y también al convencional de Río Negro).

Noviembre fue el mes donde el segmento del petróleo tuvo mayoría de no convencional: el 52% del crudo argentino fue shale oil y algo de tight oil sumando 344.7621 barriles por día; mientras que el convencional a nivel nacional sumó 321.752 barriles diarios.

Tal como describe el informe de Oil Production, la curva de crecimiento del no convencional "cruzó" significativamente a la del no convencional. Al declino natural de Chubut, Santa Cruz y Mendoza, se le suma la fuerte caída del NOA y la prácticamente desaparición del convencional en Neuquén (el 92% de la producción ya viene de Vaca Muerta en esa provincia).

El convencional busca la eficiencia

El economista César Herrera, del Observatorio de Economía y Recursos Naturales de la Facultad de Economía de la Universidad Nacional San Juan Bosco (UNPSJB), analizó el último lustro de la producción de petróleo en el Golfo, concluyendo que van cinco años de declino. El 56% de de la producción utilizan la recuperación secundaria (la inyección de agua para aumentar la presión del reservorio y recuperar hidrocarburos) y el 44% restante es "primaria" (utiliza la energía natural del yacimiento).

"Desde diciembre de 2019 en adelante se profundizó la participación de la recuperación secundaria", apunta el reporte del Observatorio que coordina Herrera. Este dato también revela una debilidad que está buscando afrontar la industria del Golfo que es el elevado aumento de agua que arrojan los pozos (entre 97 y 98 por ciento en los yacimientos más maduros).

En una cobertura en Comodoro Rivadavia, Mejor Energía reportó que una de las preocupaciones en la industria es la eficiencia ante la curva de declino. La reinyección del agua de producción, que alcanza récords, es una clave: seleccionar los mejores pozos, equilibrar las campañas de perforación y probar sistemar como la inyección cíclica con menor presión en la búsqueda de más productividad.

Las empresas más productivas

La compañía con mayor producción en la cuenca del Golfo San Jorge es Pan American Energy (PAE), operadora del principal yacimiento convencional como es Cerro Dragón. En el sur chubutense, la empresa tiene un nivel de extracción promedio de 83.531 barriles por día, de acuerdo a los últimos datos públicos que están disponibles en la Secretaría de Energía de la Nación. Además, tiene una producción de 7,9 MMm3/d de gas natural.

YPF tuvo una producción de petróleo de 77.271 barriles por día entre todas sus operaciones en el Golfo durante noviembre. Allí la compañía está revalorando un yacimiento maduro como Manantiales Behr, que con recuperación terciaria (la inyección de polímeros) cerró ese mes con 27 mil barriles por día. La producción de gas llegó a 2,1 MMm3/d.

CGC, la más nueva en el Golfo San Jorge, cerró noviembre con un promedio de 16.554 barriles por día. Los resultados han sido bastante exitosos desde que se hizo cargo de los bloques que dejó Sinopec. Incluso en gas, un segmento en el que, como informó Mejor Energía, está sorprendiendo dado que el Golfo es una cuenca mayoritariamente petrolera pero en noviembre pudieron aportar 1,7 MMm3/d.