Pese a un sostenido declive y el avance arrollador de Vaca Muerta, el área en la que a principios del siglo XX se inició la actividad en el país todavía ostenta un importante potencial en sus campos maduros. La oportunidad y las dificultades que representa la salida de YPF de estos yacimientos convencionales.
La fundacional Cuenca del Golfo San Jorge, donde nació la industria petrolera argentina a comienzos del siglo pasado, perdió hace poco más de tres años el podio en manos del avance arrollador de Vaca Muerta y el boom del shale oil en una formación que no solo es la mayor productora y exportadora del país, sino que atrae el grueso de las inversiones y de los equipos de perforación de las principales compañías.
Sin embargo, la apuesta a los recursos maduros de la Patagonia sur largamente vale la pena si se considera que hoy la cuenca que reúne la producción de Chubut y Santa Cruz representa el 26% del total de petróleo que se extrae en la Argentina y el 8% del gas natural.
Una evaluación parcial de las cifras de producción en caída impedirían valorar el activo que ésta y otras formaciones convencionales aún tienen para la sustentabilidad económica de la industria, del país y de cada una de las provincias y localidades en las que se encuentran.
El declive de los yacimientios convencinales
Con los años de explotación, los yacimientos convencionales son menos productivos y empiezan a tener un declino natural que requiere de tecnología e inversión para, al menos, aplanar la curva de caída.
La explotación primaria a través de la surgencia natural empieza a agotarse, y los pozos pasan a requerir la inyección de agua para recuperación secundaria o de polímeros para la nueva era y más eficiente de la recuperación terciaria.
Una evaluación parcial de las cifras de producción en caída impediría valorar el activo que ésta y otras formaciones convencionales aún tienen para la sustentabilidad económica de la industria, del país y de cada una de las provincias y localidades en que se encuentran.
En los últimos dos casos, la cuenca y las empresas que operan en ella tienen ingenieros y geólogos expertos en la reutilización de estos recursos adicionales para sostener la producción de los reservorios, y alargar la vida útil de los pozos con un crudo pesado de bajo contenido de azufre como el Escalante, que aún sigue siendo muy atractivo para las refinerías y los mercados externos.
En esa lucha por recuperar terreno o al menos no perder lo logrado a hoy, la Cuenca del Golfo tiene la ventaja de su inmensa infraestructura disponible, con todas las facilities necesarias para evacuar la producción, lo que permite que los pozos sigan siendo rentables pese al costo de inversión en técnicas terciarias.
Lo urgente pasa por generar las condiciones para evitar seguir asistiendo a la salida de empresas de servicios regionales desde esa cuenca hacia Neuquén, unas con la oportunidad de abrir una nueva unidad de negocios para la ampliación de su oferta en el shale, pero otras definitivamente con el cierre y la pérdida de la mayoría de sus puestos de trabajo.
Algunas cifras reseñadas en el reciente informe de la Consultora Oil Production indican que el 2024 para la Cuenca terminó con una producción de 11,1 millones de metros cúbicos (MMm3) de petróleo con una caída de 5% respecto a los doce meses de 2023, y alcanzando el sexto año consecutivo de retracción, luego de un 2018 en que se registró un crecimiento de 0,5%.
La Cuenca del Golfo, que reúne la producción de las provincias de Chubut y Santa Cruz, tiene la ventaja de su inmensa infraestructura disponible, con todas las facilities necesarias para evacuar la producción, lo que permite que los pozos sigan siendo rentables pese al costo de inversión en técnicas terciarias.
En los últimos 15 años la producción de la Cuenca del Golfo de San Jorge sólo tuvo otros tres en verde, y en el saldo de alzas y bajas perdió casi un tercio de los 15,8 MMm3 de 2009, que sirve como referencia base del informe.
En cuanto al gas, el declino es menos pronunciado con un 2024 que alcanzó 3.900 MMm3 con una caída de 5,2% interanual, pero un saldo proporcionalmente no tan grande en los últimos 15 años frente a los 5.191 MMm3 de 2009.
Definitivamente, atrás quedaron los proyectos de los últimos años de contar con la sanción de una ley de promoción para las inversiones en yacimientos maduros y proyectos en áreas marginales que brinden un horizonte a quienes quieran apostar a largo plazo en la cuenca del Golfo y su crudo.
La oportunidad para el Golfo San Jorge
Pero un impulso más que interesante puede venir a partir de la concreción del Proyecto Andes, por el cual YPF decidió desprenderse de 35 áreas maduras en distintas provincias para focalizarse en el no convencional, dando lugar al crecimiento de pequeñas y medianas operadoras, el retorno de otras a la actividad como el caso de Pecom, o el surgimiento de nuevos players.
En conjunto tendrán a su cargo darle nueva vida al convencional, no para competirle a Vaca Muerta sino para complementar un necesario aporte a la industria en general, con un crudo de importante demanda y un gas que hace a la ecuación final, alentando los proyectos de exportación.
El Proyecto Andes, por el cual YPF decidió desprenderse de 35 áreas maduras en distintas provincias para focalizarse en el no convencional, está dando lugar al crecimiento de pequeñas y medianas operadoras, el retorno de otras a la actividad como el caso de Pecom, o el surgimiento de nuevos players.
Pero en esa senda de recuperación un dato no menor es la evolución anual de pozos terminados que en 2024 alcanzó los 338 con una caída de 21,4% respecto de 2023, menos de 400 pozos de los finalizados en 2009, año en que se alcanzaron las 737 perforaciones.
Sólo como referencia se puede también mencionar las cinco principales compañías que en diciembre tuvieron a su cargo el grueso de la producción de petróleo, con Pan American Energy a la cabeza con 12.700 m3/d y un 41,3% del participación sobre el total, seguida por YPF (32,8%), CGC (9,1%), Capsa (5,9%) y Pecom (3,4%).
En gas la producción está mucho más concentrada, nuevamente en Pan American Energy, que con 6,145 Mm3/d representó el 58,6% del total de la cuenca, seguida por CGC (20,5%), YPF (17,1%) y Tecpetrol (1,5%) por mencionar a las entregaron valores significativos ya que después se suma una decena de compañías con valores marginales bastante por debajo del 1%.
