SOBREVIVEN LOS YACIMIENTOS MADUROS

Un 2016 con u$s 1.300 millones en inversiones convencionales

Seis de cada diez barriles de crudo y gas todavía salen de los viejos yacimientos.

El gas supo ser la estrella de yacimientos como aguada pichana o loma la lata. Hoy los viejos bloques están desinflados.

Inflamada por el discurso oficial y el lobby empresario. Depositaria de expectativas fundadas e infundadas. La gran esperanza para que el país recupere el autoabastecimiento perdido. Vaca Muerta monopolizó la agenda local y nacional hasta obturar cualquier otro desarrollo petrolero del país. Tan así es, que la formación no convencional se convirtió en un sinónimo de Neuquén y hay quien cree que este pedazo de tierra entre dos ríos se llama como ella.

Pero antes de Vaca Muerta, la provincia tuvo una historia petrolera. Una historia que dura hasta el presente: según datos de la Subsecretaría de Hidrocarburos a los que accedió «Río Negro Energía», el 60% del gas y el 65% del petróleo que sale del subsuelo regional aún proviene de formaciones tradicionales.

La estadística muestra una marcada caída, que responde a la geología más elemental. Los viejos yacimientos, otrora estrellas locales, empezaron a agotarse. Algunos pozos de El Trapial, el bloque emblema que maneja Chevron, devuelven más del 90% de agua, que ni siquiera sirve para riego porque es salada.El mismo derrotero siguieron otras joyas de la cuenca como Loma La Lata, Chihuido de la Sierra Negra o Puesto Hernández.

25 por ciento de las inversiones totales que se volcarán en Neuquén se destinarán a yacimientos convencionales. Se trata de unos 1.300 millones de dólares.

Aun así, los convencionales están lejos de haberse convertido en un producto marginal. El 25% de los alrededor de 5.000 millones de dólares que se destinarán en la cuenca irán a parar a este tipo de formaciones. La provincia espera que en el 2016 se realicen 175 pozos en formaciones clásicas, un 35% del total.

Pese a su bajo impacto en términos de inversiones, los pozos convencionales son los que sostienen la actividad de la cuenca, y este año aportaran 15.000 millones de metros cúbicos de gas y 4,6 millones de metros cúbicos de petróleo.

Lo notable es que, de la mano de técnicas de recuperación secundaria, las petroleras que operan en Neuquén, sobre todo YPF, consiguieron revertir el derrumbe del gas de pozos convencionales. En el 2013 había sufrido una caída del 9%, a la que siguió otra del 5% en el 2014 y 1% en el 2015. Pero para este año se espera una producción casi idéntica a la del año pasado.

No ocurrirá lo mismo con el petróleo, que en los últimos dos años mostró caídas abruptas del 7%, un escenario que se repetirá en el 2016, según pronostica el gobierno provincial.

175 pozos se realizarán con horizonte convencional este año, según las previsiones de la Subsecretaría de Hidrocarburos. La mayoría serán horizontales.

 

RANKING

Pese a que la actividad convencional aún pesa a nivel local, perdió mucho terreno a nivel nacional. Según la última Carta Energética de Daniel Montamat, el único yacimiento neuquino en el top 5 de producción de petróleo es Loma Campana, el «padre» de Vaca Muerta, que se ubica segundo, detrás de Cerro Dragón en la Cuenca del Golfo.

Recién en octavo, noveno y décimo lugar se encuentran Chihuido de la Sierra Negra, El Trapial y Loma La Lata, los tres convencionales, aunque mostrando caídas interanuales muy marcadas. La más estrepitosa es la del bloque manejado por Chevron, que perdió casi un 20% de su producción entre septiembre del 2014 y el mismo mes del 2015.

50 por ciento cayó entre el 2012 y este año la participación de los pozos convencionales en el total de perforaciones que se realizan en los yacimientos de la provincia.

Distinto es el panorama del gas, donde Loma La Lata aún detenta el segundo lugar como proveedor del país. Inclusive, consolida esa posición gracias a la desaceleración de la caída en la producción de hidrocarburos. Mucho tuvo que ver en esto el plan que lanzó YPF para apuntalar los viejos pozos con modernas técnicas como las perforaciones infill, que buscan presurizar los reservorios.

El ocaso de los grandes yacimientos, protagonistas de la época dorada del petróleo y sobre todo del gas neuquino, tiene una contraparte positiva. A medida que más envejecen los pozos, más instalaciones y servicios de superficie se necesitan para mantenerlos con vida. Esto fomenta la contratación de empresas locales que, por ejemplo, manejan el circuito de agua o las plantas de separación en los lugares donde se hace recuperación secundaria.

4,6 millones son los metros cúbicos de petróleo de origen convencional que se producirán este año, según pronostica el gobierno neuquino.

 

¿HAY NEGOCIO?

Aun pese a su declinación, todavía existe un negocio detrás de los yacimientos marginales.

El avance de las tecnologías de recuperación secundaria y terciaria hacen más seguro su uso, aunque a menudo exigen fuertes inversiones que no llegan a repagarse con los proyectos.

En general, los yacimientos que más avanzaron en recuperación secundaria son los más grandes. El emblema a nivel nacional probablemente sea Cerro Dragón, que tiene miles de metros de cañerías por donde circulan también miles de litros de agua el día que se usan para represurizar los pozos.

Algo más experimental es por estos días la recuperación terciaria, que utiliza polímeros y otros tipos de compuestos para unir las partículas dispersas de hidrocarburos.

También hay opciones de managment detrás de estos viejos bloques. Hay pequeñas empresas como Oilstone que gerencian yacimientos marginales con contratos de participación de producción.

En una entrevista que dio a «Río Negro Energía» el mes pasado, el gobernador Omar Gutiérrez aseguró que lanzará un plan de incentivo para la recuperación de los yacimientos marginales. Aunque no amplió el concepto, es probable que se busquen beneficios tributarios. Inclusive, la nueva ley de hidrocarburos establece mecanismos de rebaja de regalías para nuevos proyectos.