Affronti refuerza el desarrollo de la producción de crudo convencional

Los recientes anuncios del CEO de YPF para recuperar el protagonismo de la principal operadora del país en cuencas maduras, con un especial énfasis en el norte de Santa Cruz, significan un indicador de la actividad que podría desplegar YPF en esta provincia, donde concentra los mayores activos de San Jorge: el 58% de las reservas de la compañía en dicha cuenca están en el subsuelo santacruceño. Especialistas coinciden en que puede haber resultados positivos en breve, si se reactivan proyectos ya elaborados.

Affronti planteó el objetivo de revertir el declino de las curvas de producción en las áreas convencionales que opera YPF en todo el país, a partir de proyectos de recuperación secundaria y terciaria, entre las que en Santa Cruz ya se venía trabajando en las plantas piloto para la inyección de polímeros.

El potencial a explotar en áreas santacruceñas no es menor, ya que aún con las mermas de producción que se registraron en los últimos años, a partir de priorizar inversiones en Vaca Muerta, las reservas comprobadas de petróleo que registró YPF en la provincia es de 24.187.000 m3 de petróleo. En gas, las reservas comprobadas ascienden a 4.590 Mm3.

Significa que del total de reservas comprobadas de YPF en la Cuenca San Jorge, el 58% en petróleo y el 75% en gas están en Santa Cruz, comparadas con las existentes en Chubut.

La compañía apuntaría, no sólo a la reposición de reservas, sino a un incremento de la producción. Para ello deberá desarrollar un plan exploratorio y activación de proyectos que podrían impactar en forma positiva rápidamente.

Proyectos

“Hay alrededor de 150 proyectos en Las Heras de recuperación secundaria, que con una corrección para adaptar a los modelos realizados, darían resultados positivos muy rápidamente”, contó una fuente que conoce la compañía desde adentro, en diálogo con Santa Cruz Produce. Esa optimización permitiría “incrementar entre 600 y 700 m3 de producción por día solamente en el flanco norte de la provincia”. Un volumen no menor. Representa casi un 10% más que la producción diaria del mes de enero de este año.

YPF- Cuenca San Jorge: 58% de las reservas de crudo comprobadas, están en Santa Cruz

“Pensemos que cada fractura en el fracking neuquino cuesta entre USD 5 y 6 millones y hoy eso no se está invirtiendo, por los problemas del mercado internacional y los problemas internos del país. Con mucha menos inversión, haciendo un análisis diagnóstico de esos proyectos que ya están realizados, pero que deben optimizarse, se puede levantar la producción rápidamente. Con un equipo de liquid line, que son trazadores radiactivos, que implica una bajísima inversión, se podrían lograr resultados muy rápidos”.

Revertir la curva

La producción de YPF en la actualidad requiere un fuerte efecto de shock para cambiar la tendencia. La actividad de la petrolera en Santa Cruz tuvo un claro descenso en el ritmo de actividad de los últimos años, independientemente del efecto del COVID 19 en lo que va de 2020.

Con la mirada puesta en reimpulsar el convencional, se espera una reactivación en los yacimientos.

En enero de este año, la compañía produjo alrededor de 1,5 millón de barriles de petróleo, lo que significa una reducción de unos 450 mil barriles en relación a lo que producía en enero de 2016. Una baja del 23%, según datos publicados por la Secretaría de Energía de la Nación. Cifra que se reduce aún más al considerar los efectos de la pandemia y la cuarentena que ralentizó la actividad en el primer semestre.

De allí que cualquier mejora que pueda producirse en lo inmediato, a partir de la fuerte decisión anunciada por la petrolera, se verá reflejada en el balance productivo de los próximos meses, para consolidarse a partir del año próximo.

Por otro lado, la cuestión de los costos, siempre difícil para afrontar en la industria, contiene algunos números que pueden dar una magnitud de las discusiones por venir.

Hay alrededor de 150 proyectos en Las Heras de recuperación secundaria

“No es imposible recuperar indicadores que tuvimos hasta hace no mucho tiempo reconoció otra fuente de la compañía, consultada para este informe-. Pero debemos coincidir todos los sectores en ese objetivo. En el año 2009, el costo por metro perforado era de USD 430, pero ese mismo indicador se elevó a más del doble en 2015, llegando hasta USD 957 por metro. Hoy estamos cerca de USD 750, pero es necesario entender que para volver a perforar agresivamente vamos a necesitar ganar eficiencia. No tenemos forma de competir , con otras regiones ni con el mundo, si no entendemos esto”.

Otro reflejo de lo ocurrido en la última década se da en el costo del barril de petróleo extraído. En 2009 el valor se ubicaba en USD 10,9 el barril, mientras que en la actualidad asciende a unos USD 18,7. La clave es “recuperar la eficiencia” lo que “seguramente se reflejará en equipos de perforación y curvas de producción en alza”.