Las alternativas que analiza la industria para mitigar el declino del petróleo convencional
Los costos de extracción en los campos maduros aumentaron y el shale se quedó con todo el protagonismo. Sin embargo, los nuevos inversores en el Golfo San Jorge y la exploración no convencional dejan algo de optimismo.
El declino de la producción en la Cuenca del Golfo San Jorge despierta alarmas en la zona compartida por Chubut y Santa Cruz. Y en todo el segmento del convencional que tiene presencia en otras provincias del país, como Mendoza. Con el elevado lifting cost, la baja del precio del barril y los cambios por la salida de YPF la región se convierte en un complejo tablero de ajedrez.
Chubut lideró el segmento del petróleo hasta 2019, cuando Neuquén empezó a escalar hasta quedarse en el primer lugar. En junio, la provincia cabecera de Vaca Muerta llegó a los 493.914 barriles por día, mientras que Chubut alcanzó los 125 mil y Santa Cruz llegó a 62.400 mil. Mendoza produjo ese mes 53.900 barriles.
El petróleo sumado entre las tres provincias convencionales no llega a la mitad del shale oil neuquino.
Un estudio de OilProduction Consulting, que dirige el ingeniero petrolero Marcelo Hirschfeldt, indica que la producción no convencional, principalmente de Vaca Muerta, aporta el 61% del total nacional mientras que el convencional, que viene en su mayoría de los campos maduros del Golfo y de Mendoza, se contrajo al 39%.
Si bien estuvieron empatados durante mucho tiempo, la brecha empezó a hacerse más notoria en el último año: el gap entre ambos segmentos es de unos 165 mil barriles.
Prácticas recomendadas
¿Cómo aumentar la vida útil de los yacimientos, sus pozos e instalaciones?. Las técnicas que estudian las compañías y técnicos en los campos maduros fueron descriptos a EnergíaOn por el ingeniero Hirschfeldt.
Uno de los problemas que afronta el Golfo es el elevado porcentaje de agua que arrojan los pozos -entre 85% y 95%-. Para reducir la relación agua-petróleo, Hirschfeldt describió las líneas de trabajo vinculadas al tipo de inyección que se elija.
“Las soluciones tecnológicas asociadas a bajar o a disminuir esa relación agua-petróleo, en cierta forma a mejorar la eficiencia de barrido de petróleo, pueden ir por dos caminos: la más básica es aislar capas de agua -una práctica del ABC de la ingeniería de reservorios-; si tenés espaciamiento entre los reservorios, se apunta a tener una inyección selectiva a un grupo de capas para que el agua vaya donde el reservorio diga, por la permeabilidad y otros parámetros del subsuelo; el otro punto sería la recuperación mejorada de petróleo”, detalló.
El último punto mencionado es el Enhanced Oil Recovery (EOR), la recuperación mejorada o también conocida como recuperación terciaria. Esta es una técnica muy utilizada en yacimientos maduros de Chubut, Santa Cruz y Mendoza que consite en la inyección de polímeros que aumentan la viscosidad del agua y permiten mejorar el barrido de petróleo. También pueden añadirse geles para obturar los caminos del agua y llevándola a otros.
“Otra opción es la perforación de pozos infill que son aquellos que se perforan entre pozos existentes y buscan drenar petróleo”, apuntó Hirschsfeldt. “Dentro de las estrategias de las compañías, en los planes de desarrollo, hay yacimientos que todavía tienen potencial con la perforación entre pozos”, describió.
“Una práctica no recomendada es parar pozos con alto porcentaje de agua. Si bien a priori parece una solución, cuando parás pozos también podés para pozos inyectores. Implícitamente también estás disminuyendo la producción”, afirmó en el diálogo con este medio.
Para aumentar la vida útil de un yacimiento se debe pensar en el subsuelo y en la superficie. Es que optimizar las instalaciones de superficie y el diseño de intervención de los pozos también forma parte de la eficiencia. Esto último implica buscar nuevas tecnologías que permitan que los pozos duren más.
La tercera vía petrolera
GtoG Energy, la consultora de Gerardo Tennerini, destacó que la producción de recuperación terciaria alcanza los 17.737 barriles por día y va en ascenso en unos pocos yacimientos ubicados en Chubut, Mendoza y también en Santa Cruz. YPF decidió desprenderse de dos campos maduros que vienen dando resultados exitosos con EOR: el chubutense Manantiales Behr -25 mil barriles, 33,9% es fruto de la terciaria- y el mendocino Chachahuén Sur -11.700 barriles diarios, el 43% es EOR-.
“En el subsuelo sigue habiendo potencial real: optimización de la recuperación secundaria, aplicación de EOR, e incluso nuevos desarrollos primarios en áreas marginales o subexplotadas”, comentó Tennerini en diálogo con Energía On. “Pero ese potencial está condicionado por estructuras de costos, marcos regulatorios poco flexibles y contratos diseñados para otras realidades”, analizó.
“Por eso, no hace falta reinventar el sector, sino gestionarlo con inteligencia: reducir el lifting cost, aplicar tecnología donde tenga impacto, revisar procesos operativos y generar marcos contractuales diferenciados para los campos maduros”, planteó el ingeniero ante la consulta de este medio.
Escenario inversor
El precio del crudo Brent sacudió los mercados internacionales luego de la aplicación de aranceles y la nueva política de Donald Trump desde abril último y el conflicto bélico entre Israel e Irán. El barril flota entre 65 y no más de 70 dólares, lejos de los 80 o aquellos pronósticos de que llegaría a 90. Esto afecta a la Argentina y las provincias que reciben regalías, pero también obliga a las empresas a replantearse sus planes de exportación.
Moody’s publicó un análisis del mercado del petróleo argentino donde advirtió del incremento de los costos de extracción. El lifting cost del no convencional pasó de 4,4 a 4,6 dólares por barril en la comparación del año 2023 contra el 2024; en tanto, el convencional tuvo un salto de 24,2 dólares por barril a 32,32 dólares por barril, aunque también depende de las características y la productividad -en algunos casos llegan a 50 dólares o bajar hasta 25 dólares-.
“En este contexto de mayores costos en dólares respecto de lo registrado históricamente, sumado a la volatilidad de los precios de los commodities, en nuestro escenario base esperamos que en 2025 los márgenes de rentabilidad en el segmento convencional se mantengan igual o por debajo de lo registrado en 2024”, señaló Moody’s.
“De no producirse importantes eficiencias en la estructura de costos que permitan retornar a niveles históricos en dólares, la caída en el precio del crudo registrado en 2025 continuará reduciendo los márgenes de las compañías, principalmente de hidrocarburos convencionales”, subrayó la calificadora.
Mientras tanto, Argentina está pasando por un cambio estructural en la principal compañía hidrocarburífera: YPF. La empresa controlada por el Estado nacional lidera las inversiones en Vaca Muerta y apunta a ser 100% shale en los próximos años, fortaleciendo sus exportaciones de petróleo con el oleoducto y puerto de Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y los proyectos de gas natural licuado (GNL) que saldrán por el Golfo San Matías.
El Proyecto Andes de YPF para desprenderse de campos maduros en todo el país también construyó un clima de preocupaciones y expectativas. Pecom volvió al upstream en el Golfo San Jorge y apuntará a la recuperación terciaria, crecen algunos jugadores como Crown Point y Quintana Energy (esta última se quedó a cargo de Estación Fernández Oro) y también nacen nuevas empresas como Bentia.
La provincia de Santa Cruz, que gobierna el ex sindicalista petrolero Claudio Vidal, también está en la última etapa para el traspaso de nada menos que diez áreas hidrocabruríferas de YPF, en el marco del Plan Andes, a la estatal-provincial Fomicruz.
El potencial y el shale
Si bien todos los ojos del país están puestos en Vaca Muerta, hay otras posibles rocas de esquisto que están en exploración. Uno de esos avances fue el de Pan American Energy en el yacimiento Cerro Dragón, donde llegaron a la formación Pozo D-129 y comprobaron la presencia de gas no convencional. La inversión para el plan piloto será de 250 millones de dólares y accederá a una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos (Cench).
Por su parte, YPF presentó al Gobierno de Santa Cruz su plan en Palermo Aike con el objetivo de reactivar la búsqueda de shale con tres nuevos pozos en una campaña que empieza en septiembre. La roca se ubica en el sur de la provincia, formando parte de la Cuenca Austral. YPF y su socio en este proyecto, la Compañía General de Combustibles (CGC), describieron los resultados de la exploración sísmica 2D y 3D que hicieron en el primer trimestre de 2025 y las opciones que evalúan para la perforación.
Si bien el petróleo convencional sigue siendo un motor para el sector, como el crudo pesado que resulta clave para las refinerías, su declino por la madurez de los campos obliga a buscar alternativas para mejorar la eficiencia. “Vaca Muerta es el motor del crecimiento futuro, pero el convencional debe seguir siendo una fuente relevante de producción, empleo y caja, si se lo gestiona con visión moderna, adaptada a su realidad”, resumió Tennerini.
La mitad de las reservas de petróleo que tiene el país son del convencional. Ese dato es clave para evaluar la importancia del crudo de los campos maduros y su relevancia. “Cuesta más, tenemos que invertir o gastar más energía para poder sacar ese petróleo, los costos operacionales son mayores, pero la estabilidad en el tiempo te permite que el desarrollo convencional te dé una curva base de producción y por ahí podés amortiguar los altibajos que a veces te podría llegar a dar el no convencional en función de situaciones particulares que puedan suceder”, opinó Hirschfeldt.
El declino de la producción en la Cuenca del Golfo San Jorge despierta alarmas en la zona compartida por Chubut y Santa Cruz. Y en todo el segmento del convencional que tiene presencia en otras provincias del país, como Mendoza. Con el elevado lifting cost, la baja del precio del barril y los cambios por la salida de YPF la región se convierte en un complejo tablero de ajedrez.
Registrate gratis
Disfrutá de nuestros contenidos y entretenimiento
Suscribite por $1500 ¿Ya estás suscripto? Ingresá ahora
Comentarios