Hasta junio, la empresa Petróleos Sudamericanos, concesionaria de las áreas del clúster Mendoza Norte, de las que YPF se retiró en el marco del Plan Andes, ha invertido US$ 7,1 millones. Y tiene previsto alcanzar los US$ 14 millones en 2025.
Petróleos Sudamericanos se ha enfocado en la explotación de cuarta generación, con el uso de tecnología. Tiene previsto invertir US$ 14 millones en 2025.
Hasta junio, la empresa Petróleos Sudamericanos, concesionaria de las áreas del clúster Mendoza Norte, de las que YPF se retiró en el marco del Plan Andes, ha invertido US$ 7,1 millones. Y tiene previsto alcanzar los US$ 14 millones en 2025.
El foco de la compañía en estos primeros meses de operación, detalla su CEO, Alfredo Bonatto, ha estado puesto en la recuperación de pozos. “En dos meses, reactivamos 30 pozos”, subrayó durante una reunión que organizaron para la prensa en el yacimiento de Barrancas.
El otro objetivo es que la extracción de petróleo en esos yacimientos maduros, que dejó de ser rentable para la petrolera estatal, vuelva a serlo. Sostuvo que las perforaciones pierden dinero hoy, pero que estiman que dejarán de hacerlo el mes que viene y la meta es obtener una rentabilidad de US$ 30 por barril.
La empresa trabaja hace más de 30 años en la exploración y explotación del petróleo convencional. Nació de capitales españoles en 1990 en el sur del país y ya en 2018 y 2019 se hizo cargo de cuatro concesiones en Neuquén, de las que se retiró YPF, en una suerte de prueba piloto de lo que luego sería el Plan Andes.
Hoy cuenta con operaciones en la cuenca neuquina, en un área de unos 2 mil km2 compartida por Río Negro, Neuquén y La Pampa; y en la cuenca cuyana, en otros 2 mil m2 en el norte de Mendoza. También tiene algunas operaciones en Chubut.
En 2024 tuvieron una producción de 1,5 millones de barriles, que proyectan se elevará a casi 6 millones en 2025 y a 7 millones en 2030; lo que implica cuadruplicar los niveles actuales.
La decisión, de la petrolera estatal, de dejar los yacimientos maduros y enfocarse en la explotación no convencional, supuso un reacomodamiento del mercado.
Es que, a diferencia de lo que ocurre en Estados Unidos, donde el 40% del sector está en manos de compañías grandes y el 60% restante en independientes, en Argentina el 90% era operado por una sola compañía.
El desafío para las empresas que se hacen cargo de las áreas maduras es que ya han transitado gran parte de su vida útil. Bonatto señala que, en el clúster Mendoza Norte -integrado por las áreas Barrancas, Vizcacheras, La Ventana, Mesa Verde, Ceferino y Río Tunuyán- se saca un 93% de agua.
Se trata de zonas que se vienen explotando hace 60 años, pero el CEO de Petróleos Sudamericanos sostiene que les quedan 15 años más, como mínimo. Pero que ese plazo podría extenderse, si las condiciones de mercado hacen que resulte conveniente seguir invirtiendo en un futuro.
Además, con la tecnología actual sólo se recupera entre el 22 y el 25% del petróleo que queda bajo tierra. El desafío está en lograr elevar ese factor de recupero, a través de la implementación de mejoras tecnológicas, para que se produzca un mayor drenado del hidrocarburo y vaya creciendo la eficiencia.
PS se ha enfocado en la explotación de cuarta generación. Bonatto explica que, una vez que el petróleo deja de fluir solo -esa imagen del pasado del líquido negro que "saltaba" de la tierra- o con el uso de bombas, se pasa a una recuperación secundaria, que implica la inyección de agua, o terciaria, cuando se añaden químicos para capturar el crudo presente en el suelo.
La cuarta implica la digitalización de los campos. Es decir, la administración de los casi 800 pozos que tienen en el clúster, para poder hacer más eficiente el proceso y contar con datos que les permitan tomar las decisiones más adecuadas en cada pozo e incrementar la productividad.
Sin embargo, esto requiere de perfiles específicos que no siempre encuentran, por lo que están empezando a establecer contacto con las universidades y colegios técnicos, para implementar programas de pasantías.
En Mendoza, la empresa tiene 200 empleados directos y unos 1.000 indirectos. Además, trabaja con 240 contratistas y proveedoras, de las que el 60 a 70% son locales.
El CEO resaltó que han mantenido todos los trabajadores que tenía YPF en el lugar y que sí hay muchos contratos con terceros que se han ido venciendo y no renovaron, porque están en un proceso de reformulación del esquema productivo.
La producción actual en los 796 pozos en la cuenca cuyana es de 1.894 m3 diarios. En un área de 1.900 kilómetros cuadrados hay 800 kilómetros de ductos -por los que circulan los hidrocarburos y el agua que se inyecta en las perforaciones- y 2.743 equipos dinámicos, que se van trasladando según las necesidades de trabajo.
Bonatto adelantó que es probable que devuelvan algunas zonas a la provincia que, por cuestiones geológicas, no van a explotar, para abrir la posibilidad de que otros lo hagan.
En este sentido, resaltó que están volviendo a poner en actividad pozos que YPF dejó inactivos, con la incorporación de tecnología y que lo mismo podría suceder con los que ellos dejen.
