Los costos de extraer un barril crecieron casi 7 veces en 10 años
El “lifting cost” por barril creció desde u$s 3,4 hasta u$s 23,4 en la cuenca del Golfo San Jorge. Según el especialista Marcelo Hirschfeldt, la proporción de agua de formación presente en el petróleo extraído es cada vez mayor. La creciente presencia de agua en la producción petrolera de los maduros yacimientos de la cuenca del Golfo San Jorge viene provocando una suba exponencial Consulting, resulta particularmente inquietante en un contexto marcado a fuego por la baja en la cotización internacional del crudo y por la necesidad de fijar un valor interno del recurso que haga viable la actividad en provincias como Chubut.
Según la consultora, la participación hídrica se elevó desde un 86% en 1998 hasta un 92,5% en la actualidad. De hecho, en abril de 2015 los 41.619 metros cúbicos (m³) de petróleo extraídos diariamente se vieron acompañado por unos 554.971 m³ de agua de formación. En otras palabras, hay cada vez menos crudo y –al mismo tiempo– cada vez más agua (salada).
A criterio de Marcelo Hirschfeldt, titular de Oil Production Consulting, para que los costos se mantengan competitivos, el manejo del agua es un factor cada vez más relevante. “Si la actividad aspira a ser sustentable en el tiempo, será preciso consolidar un marco de racionalidad y análisis”, remarcó.
En esa dirección, indicó que el gran desafío que deben afrontar las operadoras de la región radica en continuar mejorando la utilización del agua para la recuperación secundaria; es decir, optimizar la reinyección del líquido en las formaciones, que permite aumentar el factor de recupero de las reservas. “Hoy la extracción primaria explica menos de la mitad de la producción petrolera en el Golfo San Jorge. La mayor parte del volumen se obtiene con la recuperación secundaria”, indicó.
Aunque gran parte del volumen de agua se reutiliza en este proceso, la eficiencia todavía podría ser mayor. “Tengamos presente que a mayor perforación, más alta será la cantidad de agua. Asimismo, el barrido de la inyección provoca obtención de más líquido”, detalló.
Durante la última década, el “lifting cost” (o costo de extracción) por barril se sextuplicó en Chubut: trepó desde u$s 3,4 hasta u$s 23,4. Al sumarle las regalías, los cánones y la depreciación de los bienes de uso, la cifra se eleva hasta los u$s 51. Y al considerar los montos de inversión necesarios para la reposición, perfectamente puede superar los u$s 80. En definitiva, los márgenes del negocio están más que acotados.
“Otra variable que no puede soslayarse es la mano de obra, que representa un promedio del 70% del costo total de los servicios petroleros, aunque en el caso del ‘lifting cost’ su incidencia no llega al 40% sin contar regalías ni cánones”, comentó Hirschfeldt.
Según los cálculos de Oil Production Consulting, durante 2008 la perforación de un pozo de 1.700 metros en el Golfo San Jorge tenía un costo promedio cercano a u$s 1 millón. Cinco años después, ese mismo presupuesto se incrementó un 85%, al alcanzar los u$s 1,85 millones.
El encarecimiento se produjo, sobre todo, a partir de 2009. Esa temporada, cada metro de perforación en Chubut estaba tasado en u$s 430, mientras que en 2015 costó unos u$s 930.
Fuente: Revista Petroquímica