En la  cuenca San Jorge hoy se produce 13% menos petróleo que en 2015

Por Raúl Figueroa) La producción diaria de petróleo en la cuenca del golfo San Jorge acumula una caída cercana al 13% si se compara contra el año 2015, mientras que frente a 2016 la baja llega al 8%, según los datos divulgados en Comodoro Rivadavia por el presidente del Instituto Argentino del Petróleo y Gas, Ernesto López Anadón, en oportunidad de brindar una charla abierta el martes 3 de octubre, invitado por la Secretaría de Ciencia y Técnica de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco. Entre las conclusiones, planteó la necesidad de elevar el factor de recuperación, que hoy es del 18% en la región, mientras en otros lugares del mundo oscila entre 25 y 30%, a partir del aumento de eficiencia y en la búsqueda de mejoras productivas, como el uso de recuperación asistida mediante polímeros, surfactantes, dióxido de carbono, etc.

La producción diaria actual en la cuenca del golfo San Jorge es de 36.943 metros cúbicos, lo que representa una baja del 12,7% respecto de los 41.781 metros cúbicos diarios que producía la región en el año 2015. En relación a 2016, cuando se extraían diariamente 39.608 cúbicos por día, la merma es del 7,9%.

Así lo reflejó López Anadón durante su exposición, quien señaló además que actualmente hay 12.936 pozos en producción efectiva y 3.069 inyectores, mientras que en 2015 había 14.000 pozos productores. La reducción es de 1.064 unidades.

En lo que hace a producción de gas, la retracción en la cuenca es menor a la de petróleo, ya que hoy se extraen 14,9 millones de metros cúbicos, lo que significa un 5% menos que los 15,7 millones de metros cúbicos producidos diariamente en 2015. A su vez, el número de pozos en extracción efectiva ha aumentado, ya que en 2015 eran algo más de 250, mientras en la actualidad hay 311 pozos productivos de gas.

Retroceso en todo el país

El retroceso en la producción de petróleo está enmarcada en lo que viene ocurriendo en todo el país, ya que actualmente se extraen 76.638 metros cúbicos por día, mientras que en 2015 ese volumen era de 84.599, es decir que la baja actual es del 9,4%. Dentro de la producción actual, ha crecido la incidencia del crudo proveniente de áreas no convencionales, ya que representa más del 9%, con 6.538 metros cúbicos por día. Es notorio que si no hubiera hoy crudo de áreas no convencionales, la producción de 70.100 m.3/d convencional actual significaría, comparado con el año 2011, una caída del 20%, frente a los 87.919 m.3/ que se extraían en aquel momento en todo el país.

A nivel nacional, es notorio el crecimiento de la producción de gas shale. De los 123,4 millones de metros cúbicos por día, 32 provienen de áreas no convencionales, lo que representa una incidencia del 35% del total. En 2015, la producción total era de 117,5 millones de metros cúbicos por día, de los cuales 17,7  millones (equivalente al 15%) provenía de áreas no convencionales. Es decir que la incidencia de este tipo de gas se ha duplicado, al mismo tiempo que se retrajo la producción de gas convencional.

En ese marco, el expositor detalló la perspectiva para los próximos años, ya que la industria prevé que la demanda de energía crecerá a un ritmo importante en los próximos años: el gas para generación eléctrica pasará de una demanda actual de 60 millones de metros cúbicos de gas hasta 100 millones diarios, mientras que el consumo total saltará de una demanda actual de entre 120 y 180 millones a 200-280 millones de metros cúbicos diarios, con picos de 300 millones por día.

Causas y desafíos

Entre los factores que explican la baja de producción petrolera, una de las principales referencias es el problema de precios, pero no es el único. Ello se evidencia en la evolución que mostró la actividad petrolera y gasífera en Estados Unidos, a partir del aprovechamiento de recursos no convencionales, que pese a la baja del precio lograron un incremento de producción capaz de satisfacer su propio consumo, o incluso proyectando proyectos de exportación.

López Anadón puntualizó especialmente en el tema de costos, al detallar cómo aumentaron estos entre 2008 y 2016. Así, por ejemplo, mostró indicadores que para en distintas zonas de la cuenca registraban en 2008 valores de 570 dólares por metro perforado (en referencia al costo por pozo), mientras que el año pasado ese valor había ascendido a 970 dólares. Aun con valores más bajos, el salto es importante: en otras áreas, en 2009 el costo era de 430 dólares por metro hacia el año 2009, mientras que en 2017 ese valor se ubica en 750 dólares por metro perforado.

En cuanto a costos operativos, mostró también una tendencia en fuerte aumento, ya que pasó de 13 dólares barril equivalente (petróleo y gas), en el año 2008, a 19 en 2016.

A su vez, el precio del crudo Escalante mantuvo una tendencia por debajo de la evolución del valor del crudo Brent, ya que pese a los años de altos precios internacionales, éste siempre estuvo por debajo (por las políticas de precios internos), manteniéndose sólo por encima en 2015 (política del barril criollo), mientras que en la actualidad se ubica 5 dólares por debajo de la referencia internacional.

En este punto, el expositor hizo mención a que la producción a nivel mundial sigue creciendo como en los momentos de mayor actividad, pese a que el precio no se recupera, mientras que esto es explicado por la mayor eficiencia: en 2012 el costo del pie perforado (unidad de medida utilizada a nivel internacional, equivale a 30,4 cm) era de 324 dólares, mientras que en la actualidad se redujo a 140 dólares, es decir un 57% de mejora. También los tiempos operativos mejoraron a nivel mundial, como una de las alternativas de la industria para seguir produciendo pese a la baja de precios.

Entre las conclusiones, llamó a plantear el desafío de elevar el factor de recuperación mediante técnicas de avanzada, a la exploración de recursos no convencionales y al incremento de la eficiencia: “Hay que mejorar las eficiencias operativas (diagramas de trabajo, modalidades operativas, tecnología)”, señaló sobre el final, abogando también por la mejora en condiciones económicas para la actividad, entre las que mencionó la amortización acelerada y las regalías diferenciales, similar a lo que se aplicó en Santa Cruz para la explotación  de nuevas áreas. Asimismo, abogó por la revisión del marco regulatorio ambiental “para evitar trabajos innecesarios”.

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