Santa Cruz apuesta a frenar el declino de sus cuencas hidrocarburíferas

Por Irene Stur

Aunque a nivel nacional se celebra la producción récord de petróleo y gas, la misma se debe, hoy, por los resultados que está obteniendo Vaca Muerta que se supera mes tras mes.

Lamentablemente, muy distinta es la realidad de las cuencas convencionales que no pueden lograr todavía, como mínimo, el punto de equilibrio, para de ahí comenzar a revertir la curva negativa.

Los yacimientos maduros tanto de la Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ) como la Cuenca Austral (CA) no son la excepción. En general, la merma en la producción tanto de petróleo como en gas se viene registrando mes tras mes, desde hace más de una década.

Proyección positiva

La gran novedad es que en los últimos tiempos, dicho declino parece haberse ralentizado. Y se han anunciado ambiciosos planes de inversión por parte de las principales operadoras, que han logrado, no sólo resultados positivos a través de la recuperación terciaria, sino también a partir de la exploración del no convencional en territorio santacruceño.

De esta forma, se explica las proyecciones que realiza el Gobierno que apunta a que haya un quiebre en los resultados negativos de producción, el próximo año: En el caso del petróleo esperan una suba de un 1% (siendo 1% para CGSJ y 4% en Cuenca Austral) en la producción. Esto, aunque parezca ínfimo, implicaría un alto a la caída en picada que vienen registrando las cuencas. Con una producción proyectada de 25.135.146 barriles contra los 24.815.497 que se espera terminar produciendo el presente año.

Lo propio esperan con el gas, a partir del impacto del Plan Gas.Ar en su versión 4 y 5, más los planes de inversión apuntan a lograr un crecimiento de producción del 4% (siendo 3% en la Cuenca del Golfo San Jorge y del 5% en Cuenca Austral), promediando unos 3.457.920 Mm3, cuatro puntos por encima de lo que será este 2022.

Un decreto clave

Los argumentos que plantea el Gobierno en el Presupuesto provincial 2023 no son alocados. Un decreto nacional el 277/22, contempla a las cuencas maduras tanto en la producción de gas como de petróleo. En su artículo 3 señala que habrá libre disponibilidad de divisas generadas por la exportación de petróleo o gas, que resulte en un incremento sobre la producción del año 2021, que se toma como línea de base para esa comparación.

Y se contempla, para esa línea base, la situación de los tipos de petróleos pesados, como son los que se extraen en la cuenca San Jorge, aplicando una reducción del 10% del volumen producido en el año 2021.

En ese mismo decreto, también se contemplan beneficios adicionales cuando el incremento de producción provengan de pozos de baja productividad, inactivos o cerrados previamente. Algo que encaja en la reactivación de los yacimientos adquiridos por parte de CGC a Sinopec, que logró una rápida mejora en la producción sólo poniendo en marcha los pozos parados por falta de mantenimiento.

Exploración

Tanto YPF como CGC, han anunciado planes de exploración tanto en el norte como en el sur de Santa Cruz. Y existe un incentivo en el decreto que contempla este tipo de exploración.

En su exposición realizada en el EnergyDay, Hugo Eurnekian, presidente de CGC, planteó que la Cuenca Austral tiene apenas un 50% de su superficie estudiada en profundidad, en referencia a la sísmica 3D. En cuanto a San Jorge, el Ejecutivo apuntó al potencial asociado al gas, además del petróleo.

Cuenca Austral, “está subexplorada, con mucho por desarrollar” afirmó Eurnekian, quién detalló que “más del 80% de nuestra producción viene de desarrollos descubiertos a través de la inversión propia en los últimos años”.

Marcó la ventaja con la que cuenta la cuenca para su desarrollo: “No necesita más infraestructura, ya hay capacidad ociosa de transporte en el gasoducto San Martín” afirmó, en términos de producción de gas. Y afirmó que CGC, “hoy seguimos explorando, porque lo que hicimos es muy poco respecto al potencial que hay”, aseguró. Y dio un dato: En 2022 “cumplimos con 200 pozos perforados desde que tomamos la operación, 12% de ellos fueron exploratorios”.

Por el otro lado, se considera que campos como los del Golfo San Jorge tienen bajo factores de recobro y la apuesta hoy está en las estrategias de recuperación terciaria, a las que apuesta YPF y en las que avanza en yacimientos como Los Perales y Cañadón León.

No convencional

El Gobierno -en la elevación del Presupuesto- habla de las perspectivas de la producción del no convencional en las cuencas San Jorge y Austral. En la actualidad tanto YPF como CGC tienen fracturas exploratorias en marcha en la formación D-129 en el caso de CGSJ como en Palermo Aike en el caso de CA.

Mientras la petrolera nacional avanza en la perforación en la roca madre de la zona norte, CGC ya confirmó los resultados positivos de la primer fractura en Palermo Aike con producción de shale gas y shale oil. Y confirmó la perforación del primer pozo horizontal en 2023.

Considerando estas noticias y que se estima el reservorio no convencional de Cuenca Austral como el más importante detrás de Vaca Muerta, hay razones más que suficientes para ser optimistas. Ahora falta que las condiciones macro, tanto global como local acompañen este desarrollo.