¿¿¿Cuencas Maduras Marginales???

(Anibal Verdier) En la industria de petróleo y gas de la Argentina y del mundo aparece reincidentemente el debate técnico y también político de los yacimientos o cuencas maduras (y marginales), que en general se caracterizan por tener muchos años de explotación, haber pasado su pico de producción, costos operativos elevados y un declino acentuado de las curvas de producción de petróleo y gas, por ende, de sus reservas comprobadas.

En la Argentina en particular, el debate es aún más acalorado, ya que el prodigioso desarrollo no convencional de Vaca Muerta desde el 2012 a esta parte, hace que las “cuencas maduras convencionales” pierdan en la distribución de las inversiones cuando las grandes empresas ponen a competir internamente los distintos proyectos.

En este contexto de cuencas maduras, desde el punto de vista técnico también se puede objetar el concepto de reservas comprobadas, ya que tienen incluido el factor económico inherente al desarrollador o empresa concesionaria del respectivo yacimiento. En estos casos se puede hablar del total de petróleo contenido por el reservorio (OOIP) y el factor de recuperación optimo o esperable. Inclusive para otra empresa de menor tamaño o más eficiente para este tipo de proyectos y desarrollos, puede resultar en otra evaluación de las reservas por ende del potencial del activo. En este sentido, también es discutible la producción promedio por pozo, otro indicador clave a la hora de hablar de cuencas maduras.

No obstante, las distintas aristas técnicas mencionadas, es claro que los yacimientos tradicionales convencionales de Argentina, tanto en el Golfo San Jorge, como en la cuenca Austral, Neuquina o cuyana; están en constante detrimento de la producción y los niveles de inversión, ya que los costos de explotación y desarrollo se encuentran muy por encima de otras áreas áreas, como pueden ser los proyectos no convencionales. El común denominador es que el modelo actual oligopsonico de muy pocos grandes operadores para este tipo de yacimientos, está a la vista en constante tensión. Es imprescindible contar con normativa que realmente estimule e incentive los proyectos de inversión que permitan que las grandes operadoras, pero también los medianos y pequeños puedan operar eficientemente y en última instancia aumentar el factor de recobro de los yacimientos maduros que todavía tienen mucho por aportar. Un dato no menor, es que las reservas comprobadas de petróleo convencional en 2022 siguen siendo mayores que las no convencionales comprobadas, con la CGSJ a la cabeza.

En la actualidad hay al menos dos proyectos de ley en boga en este sentido. Uno patrocinado por la Secretaria de Energía de la Nación “REGIMEN DE PROMOCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS MEDIANTE EXPLOTACIÓN CONVENCIONAL” y otro de la cuenca del Golfo San Jorge patrocinado por la Diputada Nacional Ana Clara Romero “PROGRAMA ESPECIAL DE PROMOCION DE INVERSIONES PARA LA RECUPERACION DE LA PRODUCCIÓN Y EMPLEO EN LAS CUENCAS MADURAS CONVENCIONALES”.

Ambos proyectos son una muy buena iniciativa y puntapié inicial, sin embargo, tienen diversos puntos de mejora para que tengan impacto real en la promoción que intentan lograr. En este sentido, y con el ánimo de sumar constructivamente algunos puntos relevantes a tener en cuenta pueden ser:

- Los yacimientos maduros tanto de primeria como de secundaria declinan naturalmente, revertir dicho declino
requiere de inversiones y costos operativos millonarios, por lo que incentivar solo la producción incremental de un yacimiento no tiene real incidencia y en cualquier caso es complejo de determinar
- Por esto es mucho más conveniente y de impacto directo la promoción de la producción resultante acumulada de un proyecto de inversión de desarrollo y/o reactivación o optimización de pozos durante la vida del proyecto.
- Permitir la libre disponibilidad de comercializar la producción de los proyectos a precio internacionales (incluidas las divisas). Se puede disponer de rangos de producción versus porcentaje de disponibilidad.
- Determinar regalías preferenciales sobre nuevos proyectos de desarrollo de primaria, secundaria y terciaria, como pueden ser la inyección de polímeros, formaciones tight (D-129), crudos extrapesados (Llancanelo), etc…
- Reducir regalías para todos los proyectos tanto de petróleo como de gas de cuencas maduras que obtengan un incremental de producción
- Evitar incorporar requerimientos de incorporación de personal, ya que la filosofía de la normativa debe ser detener el declino y aumentar los factores de recupero. La generación o mantenimiento de mano de obra es en última instancia una consecuencia. Como tampoco establecer límites de porcentajes de producción de agua, ya que pueden existir proyectos elegibles con cortes de agua bajos, que son antieconómicos en la actualidad.
- Determinar deducciones sobre cánones anuales de explotación por actividad de exploración realizada en las zonas no desarrolladas de las concesiones
- Reducción de derechos de importación de insumos críticos (no producidos en el país) como pueden ser los polímeros para EOR.
- Revisión de las modalidades laborales, de nada sirve beneficios extraordinarios si las fuentes de trabajo están en peligro o la industria no puede generar más.
- Adicionalmente contar con programas impositivos sencillos y simplificados, en general se ve en la normativa apartados de beneficios muy complejos, difíciles de cuantificar su real impacto en cuando se realizan los análisis económico-financieros.

Si bien esta lista no es exhaustiva, y se puede continuar enumerando medidas y beneficios, es de vital importancia la mirada técnica de profesionales de la industria, que puedan aportar desde su concepción a un proyecto que tenga sentido técnico, económico y que sea aplicable en la practica en nuestros preciados yacimientos maduros, que por cierto tienen muchísimo por aportar a las economías regionales y de la nación.

Son cuencas maduras, la marginalidad depende de nosotros.