La Cuenca Del Golfo San Jorge: Entre La Pandemia Y La Madurez
(Ing. Clemente Marcelo Hirschfeldt. OilProduction Consulting para depetróleo.com).Diciembre de 2020. Sin duda que el escenario que nos presentó el año 2020 no estaba en la agenda de nadie y en lo que respecta a la industria del petróleo y el gas, la misma se vio afectada tanto por la baja demanda de combustibles e insumos, así como la incertidumbre generada por la pandemia por la COVID 19. La CGSJ no estuvo ajena a esta situación global, registrando la actividad mas baja en la perforación de pozos de los últimos 10 años.
LA CGSJ EN NÚMEROS
Es importante repasar algunos números acerca de la cuenca productora más antigua de la Argentina:
•Produce el 44.5% del petróleo del país, después de la Cuenca Neuquina que aporta el 47% (acumulado de petróleo desde enero a octubre 2020)
•Cuenta con el 51.9 % (323,223 Mm3) de las reservas 3P de petróleo y el 10.1% (62,015 MMm3) de reservas 3P de gas del país. (*)
(*) 3P: Reservas Probadas, Probables y Posibles / Considera Reservas Convencionales y No-Convencionales / Mm3 = Miles de metros cúbicos / MMm3= Millones de metros cúbicos.
•En lo que respecta a su madurez, produce 94.2% de agua (promedio 2020) y el 51 % de la producción de petróleo proviene de proyectos de recuperación secundaria por inyección de agua y de recuperación mejorada de petróleo (EOR).
•Analizando las curvas de producción de petróleo y gas se puede observar que la producción de petróleo decayó un 20 % aproximado en los últimos 5 años, y en lo que respecta a la producción de gas un 32 % en el mismo período de tiempo.
Fuente: SESCO Web – Secretaría de Energía
LA PERFORACIÓN Y LA PRODUCCIÓN PRIMARIA
El desarrollo de cuencas como la del Golfo San Jorge, depende principalmente de la perforación de pozos nuevos que permitan incorporar producción por recuperación primaria (que fluye por la energía propia del reservorio) e incorporar pozos productores e inyectores afectados a proyectos de recuperación secundaria con el fin de incrementar lo que se denomina Factor de Recupero de Reservas.
En lo que respecta a la producción por recuperación primaria, está directamente relacionada a la perforación y terminación de pozos, y de allí la importancia de mantener esta actividad para el sostenimiento de la producción. A continuación, se presentan dos gráficos que visualizan el impacto de la perforación y terminación de pozos sobre la producción de petróleo por primaria a octubre de 2020, para las provincias que componen la CGSJ (Chubut y Santa Cruz).
Como se mencionó al inicio de este informe, el año 2020 presentó la menor actividad en perforación de los últimos 10 años llegando a un valor promedio durante 2020 de 18 pozos terminados por mes, provocando un impacto directo en la producción de petróleo de la cuenca.
Fuente: SESCO Web – Secretaría de Energía
EL DESAFÍO DE LA MADUREZ DE LA CGSJ
El gran desafío de la CGSJ es hacerle frente a la madurez de sus yacimientos debido a la mayor participación de la producción de petróleo proveniente de proyectos de recuperación secundaria por inyección de agua y el incremento constante del porcentaje de agua producido (94.2%). Esta situación se traduce en un mayor costo de producción por barril de petróleo, lo que implica una evaluación constante de cada uno de los proyectos de las empresas operadoras.
Fuente: SESCO Web – Secretaría de Energía
Si bien forma parte de las mejores prácticas de las empresas regionales, la optimización de la inyección de agua (optimización de proyectos de recuperación secundaria) así como la implementación de proyectos de recuperación mejorada (EOR Enhanced Oil Recovery – inyección de polímero, por ejemplo), ocupará más espacio dentro de las estrategias de explotación en la región.
En lo que respecta a los proyectos de EOR, sin duda que es una de las claves para poder optimizar la relación agua/petróleo de muchos de los yacimientos maduros, permitiendo a partir de la inyección de polímeros mejorar la eficiencia de barrido del petróleo al inyectar el agua en proyectos de recuperación secundaria existente. Si bien en la actualidad la producción de petróleo proveniente de esta técnica representa solo el 3.1 % de la producción total (a octubre de 2020), se presentó un incremento del 143% en el último año gracias a la continuidad de los proyectos de la compañía CAPSA (Compañías Asociadas Petroleras S.A) así como el incremento significativo en los proyectos de YPF S.A.
Fuente: SESCO Web – Secretaría de Energía
EL IMPACTO EN LA ECONOMÍA REGIONAL
Cuando hablamos de la economía regional, podemos mencionar lo que representa el ingreso por regalías para las provincias, así como lo relacionado a la prestación de servicios en sus distintos niveles.
Haciendo foco en este último aspecto, el decrecimiento en la perforación de pozos, así como la pausa en los distintos proyectos de inversión de las empresas operadoras, generó una baja en innumerables servicios asociados a la industria con la consiguiente afectación en la economía tanto de PYMES como de trabajadores afectados a la industria.
Otro aspecto inédito relacionado a la situación particular de la pandemia fue la reducción parcial del salario de trabajadores tanto de empresas de servicio como empresas operadoras, así como la presentación y adhesión de miles de trabajadores a planes de retiro acordado entre partes.
Sumado a la pandemia y considerando que la industria de los hidrocarburos está dolarizada, y dependiendo en gran parte del financiamiento que obtengan las empresas en el exterior, se presentó la situación de la incertidumbre generada por las políticas y estrategias económicas de la Argentina respecto al dólar presente y futuro, tanto en su cotización como acceso a la divisa. Esto provoco la modificación en muchos casos de tarifas en contratos de provisión de productos y servicios, y puso en alerta las expectativas para la inversión en futuros proyectos de desarrollo, con el consiguiente colapso financiero de muchas empresas de servicios del sector.
EXPECTATIVAS GLOBALES Y REGIONALES
En el plano Internacional, el año comenzó con una de las caídas más importantes del precio internacional llegando a valores mínimos en abril de 2020, agravado en principio por la desaceleración de la economía mundial por la situación antes mencionada. A medida que las economías comenzaron a reactivarse, el precio aumentó y se estabilizó en valores cercanos a los 40U$S/bbl tanto para el petróleo Brent como WTI, brindando cierta estabilidad en los mercados, pero garantizando un horizonte cierto de su comportamiento. Para el 2021, las variables internacionales podrían estar nuevamente gobernadas por los efectos de la Covid-19 y requerirá una acción política global coordinada de todos los participantes del mercado hidrocarburífero, incluidos los esfuerzos realizados por los productores de petróleo de la OPEP y no OPEP.
A nivel nacional, será fundamental delimitar el grado de incertidumbre generando confianza en lo que se refiere a las políticas económicas y estrategias regionales, si no, sumado a la incertidumbre global será un año complicado en términos de actividad sostenida y previsilidad en los planes de inversión en el sector.
En lo que respecta a la CGSJ, sumado a las variables e incertidumbre antes mencionada, los desafíos están relacionados al mediano largo plazo, y vinculados a la inevitable madurez de los yacimientos, y en el mantenimiento de la actividad de perforación de nuevos pozos. Esta situación se traduce en un mayor costo de producción por barril de petróleo, lo que implica una evaluación constante de cada uno de los proyectos de las empresas operadoras.
Desde el punto de vista técnico, la incorporación de más proyectos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) estarán en agenda, así como una continua optimización de la eficiencia operativa de los yacimientos (mayor o igual producción de petróleo, con menor producción de agua, menor costos operativos, mayor eficiencia energética, etc).
El presente y futuro inmediato de la CGSJ evidencia las pocas concesiones productivas y con mayor reservas de petróleo de la región, diferenciándose de otras que se encuentran en un estado de madurez tal que requerirán de un tratamiento impositivo diferencial, así como estrategias de operación que solo empresas operadoras pragmáticas (actuales y nuevas) puedan acompañar el desarrollo de miles de pozos durante el resto de su vida productiva y prolongar la actividad en la región.
Clemente Marcelo Hirschfeldt es Ingeniero en Petróleo, Docente de la Carrera de Ingeniería en Petróleo de la UNPSJB y Director de la consultora OilProduction Consulting www.opogc.com y del sitio web www.oilproduction.net
Fuente: depetroleo.com
