Más de 76.000 barriles de petróleo distribuidos en 20.157 pozos cambiaron de operador en solo doce meses

El traspaso de áreas maduras en las distintas cuencas viene redefiniendo el mapa petrolero nacional en busca de poner en valor y alejar de su declino natural un nivel de producción que aún representa uno de cuatro barriles diarios en la Argentina.

Ese reordenamiento de carteras está permitiendo la llegada de operadoras independientes y empresas de servicios, en un movimiento de manos que ya representa a más de 76.000 barriles de petróleo distribuidos en 20.157 pozos.

Detrás de las cifras récord que suele exhibir la producción nacional de hidrocarburos, impulsada por el dinamismo de Vaca Muerta, el mapa del petróleo convencional en la Argentina atraviesa una fuerte reestructuración operativa, en particular por la salida de YPF de decenas de campos maduros.

El proceso de desinversión -al que se sumaron otras compañías que privilegian la inversión en Vaca Muerta- está generando una rotación de concesiones.

De acuerdo al último informe sectorial de la consultora GtoG Energy, en el transcurso de los últimos doce meses, un volumen de 76,5 kbbl/d de petróleo distribuidos en un parque de 20.157 pozos cambió formalmente de operador.

La dimensión del traspaso equivale al 24% de la producción convencional nacional e involucró a 11 empresas cedentes y 20 compañías receptoras. El pilar de esta migración fue la salida programada de YPF de bloques maduros, mediante la cual transfirió 49,3 kbbl/d repartidos en 14.391 pozos hacia nuevos operadores, en lo que representó el mayor movimiento de carteras de la industria petrolera local en apenas dos años.

Este flujo recayó en una nueva capa de empresas independientes y compañías de servicios en expansión entre las que destacan PECOM, Clear Petroleum, Patagonia Resources, Quintana E&P y ROCH. Asimismo, la consolidación de nuevos grupos, como la absorción del 100% de Aconcagua Energía por parte de Tango Energy (que sumó 15 concesiones en Río Negro, Neuquén y Mendoza), grafica cómo el segmento maduro busca adaptar sus estructuras de costos.

La meta de los nuevos entrantes no es el desarrollo masivo mediante perforación primaria, sino la extracción de eficiencias operativas, la optimización del levantamiento artificial y el manejo intensivo de fluidos.

Para las nuevas operadoras el desafío técnico es tan importante como el financiero y operacional, y como dato alcanza con señalar que de las cuencas tradicionales se extraen volúmenes masivos de agua: el promedio nacional arroja una relación agua-petróleo (WOR) de 5,9 m³ de agua por cada m³ de crudo.

El convencional del sur del país

En la Cuenca del Golfo San Jorge, que sostiene el 63% del petróleo convencional con 165,1 kbbl/d, la relación alcanza un extremo de 20,5 a 1, reflejando un corte de agua del 95,4%. En ese contexto, la sostenibilidad económica del convencional reside en la gestión eficiente del recurso hídrico y en la expansión de la recuperación secundaria y terciaria (EOR).

Actualmente, la recuperación asistida aporta 19.127 bbl/d (el 7,2% del crudo convencional del país), donde PECOM ya concentra el 58,4% de la producción EOR nacional tras asumir la gestión de Manantiales Behr.

En la lectura económica realizada por GtoG de estos campos maduros, la reinyección de agua deja de ser un costo logístico (estimado en unos USD 1,5 por m³) y pasa a convertirse en la palanca de valor de la secundaria y terciaria.

Si el agua tratada se destina a esquemas de barrido para mantener la presión de reservorio, cada metro cúbico reinyectado genera un valor neto de hasta USD 6,6. es decir, que este pasivo operativo puede considerarse un factor de recuperación y formar parte de la estrategia para extender la vida útil de los yacimientos maduros.

Para los nuevos operadores hay una necesidad de administrar eficientemente el gigantesco parque de infraestructura existente. El relevamiento de GtoG Energy indica que el país cuenta con un total de 23.825 pozos convencionales en extracción efectiva.

Sin embargo, la dimensión del inventario ocioso indica que existen 10.360 pozos parados (que sumaron 624 unidades inactivas en el último mes) y 22.072 pozos definitivamente abandonados. Geográficamente, el mapa del petróleo tradicional mantiene una marcada concentración.

La Cuenca del Golfo San Jorge lidera holgadamente con 165,1 kbbl/d, seguida por la Cuenca Neuquina convencional con 74,1 kbbl/d, Cuyana con 13,3 kbbl/d, la Cuenca Austral con 8,8 kbbl/d y el Noroeste con 2,7 kbbl/d.

A nivel de áreas de concesión, el bloque Anticlinal Grande - Cerro Dragón (operado por Pan American Energy) se sostiene como el principal yacimiento del país al aportar 57,3 kbbl/d mediante 6.063 pozos, lo que representa por sí solo el 22% de todo el crudo convencional argentino. Si se le adiciona la concesión lindera de Cerro Dragón, el complejo operado por PAE alcanza los 65,8 kbbl/d con un total de 6.688 pozos.

El informe también pone en evidencia la enorme disparidad en los niveles de productividad por pozo. Mientras el promedio nacional de extracción convencional se ubica en 14,3 barriles diarios por pozo activo, existen yacimientos que logran altos niveles de eficiencia operativa.

El caso más destacado entre las principales áreas convencionales es Chachahuén Sur, que aporta 10,3 kbbl/d con apenas 398 pozos en producción, un promedio de 26 bbl/d por pozo, casi el doble de la media nacional.