Exprimiendo los pozos

Aun cuando Vaca Muerta sigue siendo la gran apuesta, las petroleras también ponen el foco en optimizar la producción convencional de petróleo. Cuáles son las previsiones para el mercado del gas este año. La oportunidad de la exportación. Los desafíos para 2019.

El sector energético tiene la mira puesta en Vaca Muerta, donde la explotación de no convencionales ya concentra inversiones por US$ 20.000 millones, producto de la concesión del 27 por ciento de la superficie y apenas cuatro proyectos, de los 34 anunciados, en etapa de desarrollo masivo. Sin embargo, es la explotación de hidrocarburos convencionales la que comienza a transformarse. Semanas atrás, en la celebración del Día del Petróleo, el entonces secretario de Energía Javier Iguacel fue determinante en cuanto a la necesidad de avanzar hacia el abastecimiento energético y resaltó que “después de 100 años de historia, gracias a los recursos no convencionales, el paradigma del petróleo y del gas cambió completamente para nuestro país. Por eso, las energías renovables y el gas son cooperativos”. Es así que, mientras muchos esfuerzos se dirigen hacia la cuenca neuquina, los convencionales representan aún la mayor parte de la producción de petróleo y gas local. Los últimos indicadores muestran que en octubre de 2018 la producción de petróleo aumentó, acumulando ocho meses de incrementos interanuales consecutivos. Creció fuerte la producción de petróleo no convencional (56,6 por ciento interanual) y bajó 4 por ciento la convencional, que conforma el 88 por ciento del total, según datos del Instituto Argentino de Energía Gral. Mosconi. Pero el crecimiento del 1,4 por ciento en los últimos 12 meses en la producción total se da en comparación con el período de menor performance en las últimas dos décadas. “La actividad no fue muy diferente a lo ocurrido en 2016, dado que fue la cuenca Austral la que la sostuvo bien”, remarca Ernesto López Anadón, presidente del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG). En este escenario, uno de los principales jugadores es YPF, que incrementó su producción en el último año un 2,8 por ciento. “La energía fue uno de los sectores más dinámicos de la economía argentina y una fuente genuina de inversiones para el país. El Gobierno nacional fijó reglas de mercado para el sector al promover que los precios locales confluyan con los internacionales”, detalla Pablo Bizzotto, vicepresidente Ejecutivo Upstream de YPF. “Hoy estamos transitando un cambio de paradigma luego de la puesta en valor de Vaca Muerta que hizo principalmente YPF en los últimos tres años, pasando de importador a exportar energía”. Para YPF no todo es el no convencional: la producción del shale y el tight es un porcentaje menor de la producción total, aclara. “Cada punto que le ganamos de declinación a los campos convencionales es crítico. Todavía quedan muchas oportunidades de la mano del waterflooding y del EOR en las cuencas convencionales y en YPF estamos trabajado intensamente para capturarlas”. El proceso de transformación que transita la compañía de mayoría estatal se apuntala en el upstream, donde está jerarquizando todos los procesos y cuadros técnicos, de modo tal de tomar decisiones con una disciplina operativa y financiera. Asimismo, se encuentra profundizando los procesos para optimizar el subsuelo convencional, en donde todavía ve grandes oportunidades de incrementar los factores de recobro de los campos que operan. Sucede que hoy la necesidad de trabajar en la recuperación secundaria es esencial para continuar con la optimización de la producción de petróleo convencional. Por ello, las petroleras trabajan para extraer el remanente de los pozos a través de la recuperación terciaria y secundaria. Luego de que sucede esto, se puede obtener alrededor del 10 o 15 por ciento de la reserva con las técnicas de recuperación secundaria, donde se utiliza la inyección de agua. Pero es la de polímeros o sulfactante lo que permite seguir obteniendo rendimientos que superen el 40 por ciento de extracción.

“YPF tiene campos con extensa historia de producción de hidrocarburos, pero que todavía tienen factores de recobro que nos muestran que tenemos grandes oportunidades allí. Nuestros equipos técnicos nos demuestran que todavía los podemos producir en forma sustentable, reduciendo la tasa de declino e incrementando el factor de recobro”, destaca Bizzotto. “Gran parte de nuestra atención y esfuerzos están direccionados a mejorar nuestras capacidades técnicas y operativas en esos campos, lo que nos permite continuamente extender su vida productiva. Nuestro objetivo es tener un índice de reemplazo mayor a uno cada año”. En ese camino también se encuentra Pan American Energy (PAE), que posee el 4,3 por ciento del mercado de petróleo. Este porcentaje se sustenta en el desempeño de 2018, donde la compañía perforó más de 220 pozos en el área de Cerro Dragón, en la cuenca del Golfo San Jorge, un 10 por ciento más que en 2017. Así, PAE finalizó el año con 51 equipos en operación para el desarrollo de hidrocarburos convencionales. El 2018 fue el año de la integración entre PAE y Axion, que dieron paso a Pan American Energy Group, la empresa privada de energía más importante de la Argentina. La propiedad de la compañía quedó repartida en partes iguales entre British Petroleum (BP) y Bridas Corporation, donde a su vez son socios el grupo local Bulgheroni y la estatal china CNOOC. El mapa de empresas del sector se completa con Tecpetrol, del Grupo Techint, a la que se suman los principales operadores en la cuenca Austral, que incrementó la producción acumulada en un 3,1 por ciento (offshore). Entre ellas están ENAP Sipetrol y Roch.

Gas propio

En lo que refiere a la producción de gas natural, creció 7,5 por ciento en octubre de 2018 en comparación con el mismo mes del año anterior. La producción acumulada en los últimos 12 meses a octubre aumentó 4,6 por ciento. Es aquí donde Tecpetrol se destaca con un crecimiento notable y una participación de mercado de 7 por ciento. Según el Instituto Argentino de Energía Gral. Mosconi, la Cuenca Austral y la Cuenca Neuquina, que concentran el 84 por ciento de la producción, aumentaron su producción acumulada anual 6,4 por ciento y 13,1 por ciento, respectivamente. “Desagregando por principales operadores se observa que la producción acumulada del último año móvil de YPF y PAE ha sido 0,7 por ciento y 3,5 por ciento menor. Estas empresas representan el 44 por ciento del total”, consigna el instituto. En contraste, Total Austral, que produce el 25 por ciento del gas en la Argentina, aumentó su producción acumulada en el último año móvil 0,4 por ciento. Tecpetrol, con un peso del 7 por ciento en la producción nacional, duplicó su producción acumulada en el último año móvil con un aumento del 119 por ciento, de 1481 millones a 3248 millones m3. Esto implica un aporte de 1767 millones m3, es decir 3,9 puntos porcentuales de los 4,6 totales que resultó la variación acumulada del año móvil, según el último informe del Instituto. Así, la firma explicó el 85 por ciento del incremento observado en la producción de gas natural, que representa 66 por ciento del total del fluido.

Los costos, el gran desafío

Con las nuevas reglas que fijó el Gobierno al promover que los precios locales confluyan con los internacionales, el desaf ío de la industria pasa por ser más competitiva para producir más. Para PAE, la gran necesidad que tiene el sector es que exista un mayor número de compañías de servicios que se instalen en la Argentina, para que aumente la competencia y bajen los costos. “La oportunidad es que, a diferencia de años atrás, en Vaca Muerta hay posibilidades tecnológicas para producir en forma económica. Lograr una adecuada productividad y costos que sean comparables con el resto del mundo son dos desaf íos muy importantes”, dicen desde PAE. Al mismo tiempo, la Argentina puede dejar de ser importador de gas para transformarse en exportador, a medida que siga subiendo la producción no convencional en Vaca Muerta. En 2018 se retomaron las exportaciones de gas a Chile, por caso. “La recesión es mundial y es lógico que la demanda haya caído. Es momento de salir a venderlos. Por eso la industria se enfoca en la reducción de costos, ya que es la única forma para salir a competir”, indica Anadón. Bizzotto explica: “En YPF no gestionamos esperando precios elevados o subsidios especiales que mejoren los resultados de los proyectos, sino que buscamos ser competitivos por nuestro desempeño. Tenemos un plan de mejora de eficiencia operativa, apoyados en la tecnología. En gran parte de nuestros proyectos tenemos socios con portafolios globales, por lo que cada año nos tenemos que ganar su confianza y su acompañamiento en el plan de inversiones. El único secreto es ser competitivos y sustentables”. “La apuesta de las empresas es bajar los costos de forma que puedan seguir produciendo aun con bajas de precios de crudo y de gas. Habrá yacimientos que tienen costos más elevados y eso parará un poco la actividad y en otros podrán seguirlos”, advierte el titular del IAPG. Por ejemplo, YPF, con precios de gas más bajos y una oferta creciente, va a enfocarse en el desarrollo de proyectos de crudo. Si el escenario de precios o de demanda cambia, corregirá su estrategia e inyectará más inversiones a gas para aprovechar esa ventana de oportunidad que genere. Las expectativas parecen ser auspiciosas recién para dentro de dos años y desde el Gobierno proyectan que en 2020 se revertirá el déficit comercial en el sector. Según las proyecciones oficiales, este año se exportará petróleo y derivados por US$ 378 millones, mientras que se importará gas por US$ 1597 millones, con lo que el saldo deficitario será de US$ 1220 millones. Sin embargo, para 2020 se venderá al exterior petróleo y derivados por US$ 3011 millones y se importará gas por US$ 1295 millones, con lo cual se generará el primer balance positivo. Ya en 2021 se exportaría petróleo por US$ 5883 millones y se importaría gas por US$ 1095 millones, con un saldo superavitario en energía de US$ 4788 millones.