El convencional se recupera y apuesta a incrementar producción

La industria todavía no termina de digerir el fuerte impacto que causó la pandemia del coronavirus y a pesar de que el 2021 todavía presenta algunos interrogantes, las petroleras de la Cuenca Neuquina ya planificaron cómo será su actividad durante el año.

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Atadas a potenciales imprevistos de la situación sanitaria y la imposibilidad de acceder a financiamiento externo, las petroleras del convencional prepararon ambiciosos planes principalmente con su propia caja. Campañas de reparación de pozos, mantenimiento de instalaciones y nuevos pozos, son algunos de los proyectos de las empresas.

Estiman que el precio del crudo no será un problema durante el año y para el gas proyectan que el millón de BTU rondará en los 3,50 dólares por el efecto colateral del Plan Gas.Ar. Por último, algunas avanzarán con proyectos más conservadores, mientras que otras ya se fijaron como objetivo cerrar el 2021 con un salto productivo por encima de los niveles prepandemia.

Precisamente una de las empresas que prepara un plan agresivo es la petrolera independiente Oilstone que ya se propuso cerrar el 2021 con un nivel de extracciones un 10% superior a lo que fue el 2020 en el que, a pesar del complejo escenario operativo, no perdieron producción. El año pasado cerraron con volúmenes un 20% por encima de lo que fue el 2019, en barriles equivalentes.

“El 2020 fue volumétrico, en precios fue un desastre, pero tuvimos que duplicar el esfuerzo de toda la compañía para no parar producción. La clave fue no parar de laburar, fue un esfuerzo titánico, pero nos permitió cerrar con un 30% más de producción de gas que en 2019”, expresó el socio fundador y director Comercial de Oilstone, Mauricio Russo, en diálogo con Energía On.

Para llevar adelante su plan la empresa planificó una campaña de 50 workovers y 50 pullings de los cuales el 75% estarán destinados a las áreas Anticlinal Campamento y Al Sur de la Dorsal y el 25% restante al resto. Tendrán en los campos un solo equipo 24 horas para hacer todas las campañas.

“También tendremos inversión en instalaciones, apuntado a lo que es inyección de agua, compresión y mantenimiento de baterías. Si vemos el total de inversiones un 60% está destinado a pozos y un 40% a instalaciones”, detalló Russo.

Sobre precios aseguró que no esperan grandes caídas en el petróleo y de ser así eliminará gran parte del problema que hubo en el 2020. Para el gas señaló que estiman un precio en el orden de los 3,50 dólares para los productores que no forman parte del Plan Gas.

Para Russo la mayor complicación que tendrá el año es el acceso a financiación, por lo que, en el corto y mediano plazo, pensar en adquisiciones es algo poco probable, incluso de cara al 2022.

Otra operadora de la Cuenca Neuquina que logró mantener equilibrada la producción durante 2020 fue Petróleos Sudamericanos. La petrolera inició y terminó con un nivel de extracciones de 4200 barriles equivalentes por día, a pesar de las condiciones que impuso la pandemia.

El objetivo de la firma para el corto plazo es contener la declinación de sus campos y para eso planean una inversión que estará en el orden de los 7 millones de dólares. Al igual que resto, está atado a las condiciones para operar.

“Si no hay un evento disruptivo, la idea que tenemos nosotros es perforar cuatro pozos, tenemos un plan de 7 reparaciones y vamos a aplicar, inicialmente, en tres proyectos del programa de reactivación de pozos de baja productividad que lanzó Río Negro. Eso abarca alrededor de 30 pozos”, indicó el vicepresidente y CEO de la firma, Alfredo Bonatto, ante la consulta de este medio.

Las perforaciones están planificadas para las áreas Santiagueño, Medanito y Centro Oeste, mientras que las reparaciones en el resto de las áreas que opera la firma. Todavía no recibieron el ok final de la provincia sobre su adhesión al plan de reactivación de pozos, pero están incluidos dentro de la línea de trabajos para el año.

“El programa de Río Negro no te saca de pobre, pero vas sumando volumen y te permite tener una curva. En el mejor de los casos es un 5% menos de regalías, la condonación de ingresos brutos y del canon petróleo. Cuando vos lo ves en el número no te cambia la ecuación económica, pero te ayuda a sostener la curva de producción”, sostuvo Bonatto.

Aconcagua Energía es otra de las empresas de la Cuenca Neuquina que está en camino a volver a los niveles productivos prepandemia y para eso hará foco en área Catriel Oeste de Río Negro. La firma también tiene actividad planificada en la Cuenca Cuyana, más precisamente en Mendoza.

Van a mantener durante todo el año 2 equipos de torre en Río Negro y otro en Mendoza para aplicar pulling y workover con una carga 80/20.

En un primer momento la empresa planeaba volver a producir los 1.000 barriles diarios que operaba en la prepandemia, en el primer trimestre del año. Sin embargo, en diciembre decidieron avanzar con lo que en la industria se conoce como Inspección Mayor no Destructiva (IND) de los equipos para garantizar la seguridad operativa.

Si bien retrasó el proceso de recuperación de pozos parados la firma priorizó la seguridad. En paralelo, comenzaron anticipadamente con la provisión de materiales clave como tubing y varillas nuevas para asistir la campaña de intervenciones.

“La fecha de recuperación de producción la teníamos prevista a abril, pero por las INDs de los equipos pensamos que en mayo o junio deberíamos estar normalizados. Más allá de esto, en paralelo estamos haciendo esfuerzos muy importantes para llegar a perforar un pozo en el último trimestre en Catrile Oeste. En la medida que el mercado financiero tenga normalidad vamos a andar muy bien”, aseguró el presidente de Aconcagua, Diego Trabucco, a este medio. 

Por último, la empresa está en medio de un proceso licitatorio en conjunto con Crown Point en el que buscan hacerse con un área en Mendoza. Sin embargo, no termina todo ahí, si todo avanza bien buscarán hacer más acuerdos en conjunto para invertir en Río Negro.