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Cómo será poner en marcha los pozos frenados

Buena parte de la producción parada en el país es no convencional. Técnicamente se pueden reactivar sin dificultades. Habrá menos dificultades con los últimos pozos perforados.

Cristian Navazo - Especial

Vaca Muerta y todo su potencial en hidrocarburos no convencionales tienen la oportunidad de recuperarse el día después de la pandemia del COVID-19. Sin embargo, esta reactivación será paulatina y dependerá de la capacidad del país para volver a mover los engranajes de la economía, en particular de la demanda de combustibles.

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Abril fue el mes en el que más se sintió el impacto de la paralización forzada de pozos por el derrumbe de la demanda de las refinerías y la falta de capacidad de almacenamiento.

La extracción de crudo en Neuquén registró una baja del 23,7%, unos 198.113 metros cúbicos (m3) menos, con respecto al volumen producido en marzo.

Chubut, provincia que le disputa el liderazgo petrolero, redujo su bombeo en 32.310 m3, un 4,4% menos con respecto al mes anterior.

Mientras que Santa Cruz, la tercera provincia productora, registró una disminución de 20.958 m3, (-5,6%); y Mendoza (4ª) tuvo una baja de 15.022 m3 (-13,4%).

En resumen, el 45% de la producción de crudo que se retrajo en el país en abril correspondió a Neuquén.

La mayor parte de recorte recayó en los principales yacimientos de Vaca Muerta, como el cluster de la zona de Añelo. De acuerdo con los datos de la Secretaría de Energía de la Nación, en abril la provincia registró 274 pozos parados transitoriamente más que en febrero, mes previo a la aplicación del aislamiento social.

Según las fuentes de la industria consultadas por +e, el recorte en el shale responde tres factores. En primer lugar, porque presenta una mayor ductilidad para manipular los volúmenes de producción por tener la mayoría de los pozos nuevos con surgencia natural, los cuales son más simples de reactivar que los que tienen bombeo mecánico. Además, cuentan con los últimos avances tecnológicos y se pueden operar de forma remota.

Al contrario, la mayoría de los pozos convencionales pertenecen a campos maduros que requieren de inyección de agua o polímeros para extraer el petróleo, cuya reactivación es más compleja.

Un segundo aspecto a tener en cuenta es que la capacidad de stock de crudo liviano está colmada. Y en tercer lugar, el petróleo neuquino aún no tiene mercados de exportación donde colocar el excedente, como sucede con el Escalante del Golfo San Jorge.

“Cerrar los pozos siempre tiene una connotación de riesgo porque luego, cuando se los abre, se pueden haber desmoronado, perdido presión o inundado. Desde el punto de vista geológico, hay un riesgo productivo, por eso siempre los productores intentan no tener que cerrar los pozos cuando hay una caída de demanda”, explicó Eduardo Fernández, director de la carrera de Especialización en Petróleo y Derivados de la UBA.

Según el socio fundador de WEOR Consulting, Raúl Puliti, las petroleras “han parado los pozos no convencionales asumiendo que no tendrán mayores problemas para ponerlos en marcha, antes que parar los yacimientos convencionales porque todo el mecanismo de reactivación es más complicado y además tienen muchos más pozos”.

Puliti señaló que técnicamente la reactivación no tendrá mayores inconvenientes, salvo cuestiones puntuales, y que se puede organizar en un corto periodo, acompañando la demanda.

En los campos convencionales, el consultor consideró que, “si no se para la inyección, no solo se pueden recuperar los niveles de producción anteriores, sino incluso un poco más por algún tiempo porque los yacimientos se presurizarían”.

Para Fernández, los problemas que enfrentará el sector en el corto plazo no estarán vinculados a la reactivación de los pozos productores, sino “desde la perspectiva del comercio”. Señaló que la recuperación de la demanda “no será tan sencilla como muchos creen”.

“Va a haber muy poca propensión a la inversión. Va a ser muy difícil conseguir inversores, no solo en Argentina, sino en todo el mundo, porque por la pandemia es posible que baje la disponibilidad de capital”, agregó.

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En picada: las principales áreas bajan su producción

En abril, la producción de petróleo de los yacimientos más importantes de Vaca Muerta registró una importante caída por el cierre de pozos que forzó la baja de la demanda y la falta de espacio para almacenamiento.

De acuerdo con la Secretaría de Energía de la Nación, los bloques más productivos del shale neuquino, que opera YPF, debieron acotar gran parte del suministro. Loma Campana cayó -31,8% (151.128 m3); La Amarga Chica -12% (83.416 m3); y Bandurria Sur -12% (45.490 m3).

Por su parte, Sierras Blancas, bloque operado por Shell, con 423.405 m3, tuvo una baja del -6,8%.

Una de las compañías más golpeadas por el coronavirus fue Vista Oil & Gas, que se vio obligada a cerrar pozos en Bajada del Palo Oeste, bloque que produjo 4778 m3 en abril, un 84,7% menos que el mes anterior.

Fortín de Piedra, de Tecpetrol, con 3400 m3, evidenció un desplome del -82%.

Bajo del Choique-La Invernada, de ExxonMobil, que en marzo fue el 7º campo productor de crudo de Vaca Muerta, cerró las válvulas por falta de mercado y registró una baja del 98% (284 m3).

Lindero Atravesado, donde Pan American Energy tiene en marcha un proyecto con horizonte en Vaca Muerta, produjo 18.277 m3, una reducción del 1,4% con respecto a marzo.

La Calera, yacimiento operado por Pluspetrol, con 17.542 m3, manifestó una caída del -10%.

Cierra el top ten de yacimientos petroleros Vaca Muerta Coirón Amargo Sur Este (13.573), de PAE, con una baja del -8%.

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