Cerdá: “Hay un gran esfuerzo para detener el declino de la producción de petróleo”

El año 2022 cierra para la actividad petrolera en el golfo San Jorge con la certeza de que el creciente contenido de agua de formación en los volúmenes productivos exigen redoblar el esfuerzo, para evitar que la curva de declino continúe profundizándose. En octubre de este año, la producción superó a la de igual mes del año pasado, en lo que significa un primer indicador positivo para poder comenzar a revertir esa tendencia.

“Siempre prefiero mirar el vaso medio lleno –dijo el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Martín Cerdá-, porque si bien este año hubo algunos indicadores por debajo de lo esperado, se han sumado en los últimos meses otros dos equipos de perforación, que nos permiten proyectar un aumento en la cantidad de pozos para el año próximo y hay algunas señales de mejora que esperamos que puedan consolidarse”.

Entre los factores que incidieron negativamente, el ministro refirió que hubo uno de carácter transitorio, como fueron las contingencias climáticas, que impidieron el acceso a zonas de yacimientos durante algunos temporales de viento, que afectaron la producción.

El causante más de fondo, sin embargo, se vincula con la madurez de la cuenca, que viene incrementando fuertemente los porcentajes de agua de formación sobre el total del fluido producido, a punto tal que una reciente estadística refleja que a octubre de este año, sobre 204.000 barriles producidos de petróleo por día en la cuenca San Jorge, fue necesario procesar y unos 3.600.000 barriles de agua de formación. 

Dicho de otro modo, de cada 100 barriles que se extraen del subsuelo, sólo 5,6 son de petróleo aprovechable y el resto, más de 94, es agua que no resulta útil para consumo, salvo para nuevos usos en la recuperación secundaria.

“Esto motivó un gran esfuerzo –indicó Cerdá-, porque las operadoras tuvieron que destinar más recursos a poder superar este problema, en lugar de apuntar a más producción. Ese año, que estaba previsto un desembolso de poco más de 1.000 millones de dólares, va a terminar cerca de los 1.300 millones de dólares, pero ese aumento fue para intentar sostener la curva, lo que impidió destinar el esfuerzo a incrementarla”.

Indicios positivos

Tal como reflejó ADNSUR en un informe anterior, la producción de crudo entre enero y octubre de este año se redujo un 8 por ciento en comparación al año 2019, previo a la pandemia, mientras que si se considera la actividad contra el año pasado, la producción de crudo disminuyó un 4 por ciento.

Sin embargo, esa merma se atenuó al compararse contra el año 2021, al reducirse a algo menos del 1 por ciento, con un indicador positivo al tomar exclusivamente el mes de octubre último, contra igual mes del año pasado: la producción de crudo subió casi un 3 por ciento, por lo el ministro del área confió en que se pueda consolidar esa tendencia para 2023.

Cerdá refirió que el plan de inversiones esbozado por las operadoras para el año próximo prevé alcanzar alrededor de 1.400 millones de dólares para 2023, por lo que estimó que con ese mayor esfuerzo se podría aspirar a reducir el declino, sin perder de vista los desafíos planteados por la madurez de los yacimientos, que exigen incorporar técnicas de manejo para reducir ese problema.

“Esperamos que en ese escenario se pueda seguir por el camino de la recuperación –confió el ministro-, más allá de las dificultades geológicas que plantea la madurez de la cuenca. Hay que entender también que cuando un pozo deja de producir por alguna contingencia, como pasó este año con los problemas climáticos, después cuando se pone en marcha nuevamente no vuelve de inmediato al mismo volumen que estaba produciendo hasta el día que se paró, sino que tarda un tiempo hasta recuperarse”.

En ese contexto, el funcionario estimó que el crudo Escalante seguirá teniendo demanda en el mercado interno, para realizar la mezcla con el crudo liviano que se produce hoy desde Vaca Muerta, lo que también está atado a la mayor demanda de combustibles que pueda tener el país, a partir de un recupero de la economía.

Al mismo tiempo, ponderó las oportunidades abiertas en el mercado de exportación, por lo que confió en que esa veta, por la que hoy el crudo Escalante tiene una mayor valorización a nivel internacional, será otro de los incentivos para sostener la actividad en la región.

El ministro recordó además que está pendiente de conclusión los estudios realizados a partir de la perforación en la formación D-129, que presenta indicios positivos de hidrocarburos, si bien es necesario evaluar si sería viable su explotación desde el punto de vista económico.

El impacto del escenario económico del país

Cerdá también se refirió a las condiciones macro económicas del país, que pueden afectar la actividad petrolera. Uno de los problemas que se observa en los últimos meses es el que se origina por la falta de dólares para la compra de insumos importados, algo que se notó especialmente con empresas de servicios vinculados a la perforación.

“Estamos trabajando en ese tema y hemos establecido un sistema a través de la Secretaría de Energía de la Nación, para presentar los casos concretos que requieren los permisos para la importación, para tramitarlos en forma prioritaria –refirió-. Sabemos que no es lo ideal, pero es el mecanismo que hemos encontrado por ahora para tratar de que la actividad no sea frenada”.

Reconoció que en los últimos meses se había producido un cuello de botella por este problema, particularmente en relación a contratistas que brindan servicios específicos y requieren de la compra de insumos en el exterior, pero confió en que al menos por la predisposición expresada desde el ámbito nacional, se podrá agilizar la tramitación y evitar que haya una paralización prolongada.