Desde un punto de vista técnico, en la Argentina el 80% de los más de 470 yacimientos de hidrocarburos activos son marginales. Ésa es la denominación que reciben en la jerga petrolera los campos que producen diariamente menos de 2.000 barriles diarios de crudo o 10.000 metros cúbcios (m3) de gas, con un corte de agua superior al 90% y una productividad por pozo inferior a los 5 metros cúbicos diarios de petróleo. En la práctica, sin embargo, un campo maduro de petróleo puede tener potencial en shale gas o shale oil. Por lo que la versión generalizada es que existe un centenar de campos maduros en el país.
Sin embargo, son contadas las empresas petroleras con apetito real por ese tipo de reservorios. A diferencia de lo que sucede en cuencas de Norteamérica, donde existen centenares de empresas petroleras, en la Argentina hay un oligopolio de seis o siete grandes compañías que explican el 80% de la producción de hidrocarburos. Se trata de empresas como YPF o Pan American Energy (PAE), que buscan grandes activos petroleros. Contra esa corriente, Oilstone hizo de la incorporación de valor en campos supermaduros su principal carta de presentación.
La petrolera fundada por Diego Garzón Duarte y Mauricio Russo se dedica exclusivamente al desarrollo de campos marginales. Es una auténtica Pyme petrolera que debió sortear los obstáculos típicos que enfrentan los emprendedores en la Argentina. Recién en 2017 obtuvo su primer crédito sin la necesidad de exponer recursos ni garantías de los socios. Fue por u$s 11 millones al 7% a cinco años, sindicado entre el Banco Santander y el Ciudad. Hasta ese momento, Garzón Duarte y Russo, dos ejecutivos con pasado en Compañía General de Combustibles (CGC), y los dos socios restantes debían prestar avales personales para financiar los planes de inversión de la empresa. La creatividad los llevó, incluso, a recurrir en 2011 –unos meses después de la fundación de la empresa– a una garantía de Acindar por $ 6 millones para conseguir un crédito, dado que las entidades bancarias exigían los balances de tres años consecutivos para habilitar un préstamo.
«Fue un inicio difícil, pero hoy estamos posicionados. Al negociar nuestro primer contrato, a través del cual arriesgaríamos los ahorros de 25 años de trabajo en la vida corporativa, algunos inversores nos propusieron acuerdos en los que pretendían retener un 80%. Luego de insistir, conseguimos como socios a Claudio y Gonzalo Maggi, grandes productores de soja presentes en el negocio de real state, que hoy cuentan con el 30% de Oilstone», rememora Garzón Duarte.
Hoy la empresa está analizando la apertura este año de una Oferta Pública Inicial (IPO, por sus siglas en inglés) «para fondear nuestros planes de inversión», adelanta Garzón Duarte, CEO de Oilstone, desde las oficinas de la empresa en Martínez, al norte de la provincia de Buenos Aires, donde recibió a Revista TRAMA junto con Russo, accionista y director comercial.
Garzón Duarte plantea la necesidad de que las grandes empresas descarten sus reservorios secundarios a fin de dinamizar el upstream local de hidrocarburos. La morfología organizacional de Oilstone está diseñada para intentar agregar valor en campos maduros que llevan décadas en explotación. En esa clave, los directores de Operaciones y Geociencias tienen sus oficinas casi en Cutral Có, al norte de Neuquén, donde trabajan más de 120 de las 135 personas que componen la empresa, lo que permite contar en el instante con los geólogos y reservoristas al perfilar un pozo.
Cerro Bandera hoy alcanza una producción diaria de 180 metros cúbicos (m3) de petróleo y 130.000 m3 de gas. «Para los próximos dos años, delineamos un plan de exploración, perforación, entrada y repunzado en capa, fracturación y refracturación orientado a incrementar la explotación, especialmente en gas. Apuntamos al tight profundo, a 2.500 metros», detalla Russo, que proyecta que la curva de petróleo se mantenga en el plateau de 200 m3/d de crudo.
Junto con Gas & Petróleo del Neuquén (GyP Nqn), Oilstone es socio-operador en el proyecto de la UTE Dorsal, que produce 25 m3/d de crudo y 400.000 m3/d de gas. Excluyendo la compra de nuevos activos, la compañía ostenta un drilling porfolio de más de u$s 30 millones para invertir en el próximo lustro.
¿Cuáles son las claves para operar en campos maduros?
Garzón Duarte: Un concepto fundamental es el downtime, es decir, el tiempo que transcurre entre que un pozo se para y se reactiva. En una empresa como Oilstone, éste debe ser mínimo, con apenas algunas horas de duración. Al tener equipos exclusivos en circulación, el pozo vuelve a ponerse en marcha en medio día. En cambio, en organizaciones grandes se ingresa a listas de espera con demoras de hasta una semana.
Otro punto vital es la ingeniería de producción. Un pozo aumenta su resultado cuando ese equipo permanece pendiente de él para controlar la profundidad, el nivel y tipo de bomba, y para estudiar la forma de hacer más eficiente su extracción. Las grandes petroleras tienen recursos para hacerlo; incluso YPF podría llevarlo adelante mejor que nosotros. Sin embargo, el secreto radica en los tamaños relativos. En un yacimiento de Shell, 100 barriles de más o de menos hacen la diferencia con respecto a la productividad de un pozo. A contrapelo, para nosotros la línea está específicamente en un barril de más o de menos.
Russo: Dentro del negocio de E&P, los campos maduros son de capital y de mano de obra intensiva. Un proyecto de shale de seis equipos trabajando, con una inversión de u$s 2.500 millones, involucra a 120 personas durante dos años. Al contrario, ese monto en campos maduros genera no menos de 1.000 puestos de trabajo. Y allí se necesita eficiencia y manejo detallado de los costos.
Cada cinco o seis años, las grandes petroleras de todo el mundo realizan rebalanceos donde priorizan, por ejemplo, proyectos de 30.000 barriles diarios y ponen a la venta aquellos de 5.000 que ya no les resultan relevantes. Creemos que este fenómeno también se difundirá en la Argentina.
¿Cuántos campos como Cerro Bandera podría haber en la Argentina?
DGD: Si se define un yacimiento maduro como aquel que produce diariamente menos de 2.000 barriles o 10.000 m3, con un corte de agua superior al 90% y una productividad por pozo del orden dicho, la estadística concluye que el 80% de los 470 campos del país son marginales.
De todos modos, es necesario analizar caso por caso. Por ejemplo, uno puede ser marginal en producción oil pero tener potencial en shale, mientras que otro es secundario para petróleo pero tiene gas. Por ende, aunque en la realidad no existen esos 300 yacimientos marginales que arroja la estadística, seguramente hay alrededor de 100.
¿Cuántos de ellos hoy están siendo operados por compañías especializadas?
DGD: La mayoría aún son activos secundarios que pertenecen a grandes empresas. Los drivers que actualmente conducen a desprenderse de esos campos son, por un lado, el encarecimiento del costo operativo, que los lleva a perder dinero marginalmente; y, por otro, las obligaciones ambientales referidas al abandono del pozo, los oleoductos y los gasoductos, entre otras. Todo ello genera una contingencia a reflejar en los balances y su consecuente impacto económico. Y si bien la autoridad de aplicación también envía advertencias por falta de inversión al transcurrir dos, tres o cuatro años sin perforar un pozo, no posee herramientas legales para forzar la venta, cosa que tampoco procuramos.
¿Qué modelo petrolífero es el referente en este segmento?
MR: El modelo de negocio es el de las petroleras independientes. Está probado, existe hace más de 100 años y más de 7.000 empresas lo utilizan. No inventamos nada. Hace 10 años, Colombia adoptó una política de apertura cuyos resultados están sobre la mesa: pasó de 50 a 200 petroleras, aumentó su producción desde 400.000 hasta 900.000 ó 1 millón de barriles diarios. La Argentina hizo lo contrario: de 900.000 caímos a 400.000 barriles.
Aunque Colombia cambió la regulación, aquí no hace falta. Sólo se requiere impulsar las reglas existentes. YPF está en esa dirección. Sus idas y vueltas están atadas a los cambios de estructura. Miguel Ángel Gutiérrez tiene claro el foco, que es dedicar los recursos al «ABC» de los activos y sacarse de encima los «JKL». Durante los cambios en estas organizaciones, quien agarra la manija siempre paraliza las ventas y se toma un tiempo para estudiar el total de activos. Por eso es importante la continuidad.
En 2007, Repsol-YPF presentó un plan para vender 40 áreas, que el Gobierno frenó. Como consecuencia, probó con el modelo de control de operación de producción compartida, cristalizado en nuestro contrato de Servicio y Operación a Riesgo (SOaR) en Cerro Bandera, que consideramos exitoso. Luego fue seguido por una etapa de desaciertos: hicieron un pozo en picada en vez de horizontal y privilegiaron el petróleo y no el gas.
¿La compra definitiva de Cerro Bandera fue un paso natural que se demoró?
DGD: Cuando comenzamos con el primer contrato en Cerro Bandera, era lo que estaba disponible con YPF. Preferíamos un modelo estándar con el 100% o una participación vía compra directa o farmout. Antes de ingresar allí, analizamos con otro grupo argentino la adquisición de activos que en ese momento poseía Petrolífera Petroleum. Hicimos una oferta concreta, pero Gran Tierra compró la totalidad de la compañía y no los activos en la Argentina.
¿Piensan sumar otro activo, además de Bandera y Dorsal?
DGD: Desde su lanzamiento en 2010, Oilstone ya debe haber acercado ofertas por unos u$s 1.000 millones para comprar activos. El año pasado participamos en el E10, las de YPF, de Chevron y La Pampa, sumando u$s 100 millones como mínimo entre inversión y compra.
Si bien constantemente buscamos opciones, en estos meses estamos en pausa porque acabamos de cerrar la compra de Bandera, sujeta a la aprobación de la provincia. Nuestra gran apuesta es la salida de YPF en Neuquén.
El interés también estriba en el ingreso a otras zonas. En 2017 intentamos en La Pampa, pero fuimos utilizados para justificar una licitación que se otorgó a PCR. Cuando Pampetrol hizo la licitación como empresa privada, primero adjudicaron a Oilstone, luego a PCR, y al mes sancionaron una ley sobre abandono de campos; una barbaridad que hace tambalear la factibilidad a mediano y largo plazo de los yacimientos maduros. Se trata de algo desprolijo para la industria. Si en un futuro surgiera otra oportunidad en dicha provincia, lo pensaríamos dos veces.
¿Por qué es perjudicial una ley que fuerce el abandono?
DGD: Para dar un ejemplo de este tipo de campos, Bandera cuenta con 150 pozos perforados, 60 activos de petróleo, 10 de gas y 30 inyectores. Si bien algunos están cerrados o figuran en estudio, tienen motivos para no ser abandonados, cosa que técnicamente implica quitarles los equipos, remediarlos de forma tal de extraer la última parte de la cañería y rellenarlos con un tapón de cemento como si nunca hubieran existido.
La clave es que en los campos maduros no se buscan barriles sino litros de petróleo, con pozos de los que se extrae entre 0,5 m3 y 1 m3, mientras que la media argentina es de 5 m3 (contra los 27 m3 ó 30 m3 de Ecuador y los 60 m3 de Venezuela).
Nuestra vida consiste en estudiar qué sucedió y sucede en el reservorio, y cómo evoluciona. El hallazgo de una pequeña capa en una punta de los 40 kilómetros cuadrados (km2) de Bandera puede reflejarse en el medio, en el costado, etc. Pero si se taparan los pozos, no volverían a ser perforados. Para uno de 1.000 metros, que cuesta u$s 1,5 millones, se requiere una producción inicial de petróleo superior a los 12 m3. La perforación no se justifica por uno de medio metro, pero si está abierto se puede reactivar. Además, una vez que se abandona, se pierde una fuente de información para evaluar todo el yacimiento. Se puede cerrar un pozo si tiene problemas mecánicos, integridad complicada y potencialidad de contaminación. En cambio, conviene estudiar hasta el final aquellos que están sin producción porque no hay capa disponible, pero están en perfectas condiciones.
La ley de La Pampa, que obliga a cerrar los pozos o aplica una multa que convierte el proyecto en inviable, lo único que generará es el abandono de petróleo debajo de la superficie. Con «el diario del lunes», atentos a ese cambio luego de una licitación, agradecemos no haber entrado en Medanito, donde se deberían abandonar 200 de 400 pozos.
¿Qué resultados produjo mantener los pozos abiertos en Cerro Bandera?
MR: Desde que nos hicimos cargo en 2010, realizamos 40 workovers y perforamos casi 10 pozos. Adicionalmente, después de cuatro años de estudio con muchas horas y dinero invertidos encontramos una capa surgente que en 2015 se transformó en el mejor pozo de los casi 70 años del campo, y a su vez ello abrió el camino para hallar otros prospectos. No fue una aguja en un pajar, sino que es un evento que ocurre con frecuencia. A la provincia le debe haber generado unos u$s 2 millones en regalías. Una ley que limite eso, desde el punto de vista de la industria, es criminal.
En el diseño inicial de la petrolera, ¿se enfocaron en conformar un departamento sólido de G&G?
MR: Al principio, traer un equipo experimentado implicaba sueldos caros y había pocas chances. En consecuencia, firmamos un acuerdo estratégico con GiGa, de Hugo Giampaoli y Alejandro Gagliano (ex Pérez Companc), que nos ayudó con la geociencia durante los primeros tres años. Luego sumamos geólogos semi-senior que comenzaron con trabajos de campo propios. Finalmente, incorporamos a nuestro director de Geociencia, Diego Lenge, y nos desprendimos del soporte de GiGa en maquinaria (aunque a veces revisan proyectos o nos asisten con evaluaciones de zonas).
¿En materia financiera prevén buscar respaldo o emitir un bono?
DGD: Hoy la pata financiera es un gran desafío para este tipo de compañías. La característica particular de Oilstone reside en que quienes ocupan los mandos de management también son accionistas, por lo cual todo lo que tenemos está puesto aquí.
Esta industria nos deja muchísimo capital todos los días, pero también gastos. Llevamos invertidos
u$s 30 millones en Bandera y u$s 10 millones en Dorsal. Estamos evaluando opciones. En el pasado surgió la chance de un fondo, pero a priori lo descartamos porque produce una pérdida de control. Hasta ahora nos hemos financiado vía préstamo simple bancario con buenos resultados, pero sus ratios limitan el crecimiento.
En consecuencia, ahora evaluamos la opción de realizar una IPO este mismo año, que es el paso obligado a una eventual incorporación de un socio. Aunque conocíamos cómo funcionaba una compañía en serio por nuestra vida corporativa, comenzamos con lo que había. Hoy ya tenemos auditorías externas y pensamos en disponer una sobre nuestras reservas con alguna empresa de primer nivel. ×
Cuidar la propia
Ser accionistas y directivos al mismo tiempo plantea cuellos de financiamiento para Oilstone.
La ventaja es que la efectividad de cada dólar invertido descansa en la vigilancia de sus dueños. «Antes nos gustaba señalar que cuidábamos la plata de la compañía como si fuera nuestra. Es como decir que un hombre siente el embarazo de su mujer por estar más gordo, aunque no lo experimenta. La realidad es que ese discurso sólo se sustenta cuando el dinero efectivamente es tuyo», ilustra Garzón Duarte.
Este modelo permite permanentes decisiones de inversión y ejecución. Como ejemplo, el directivo rememora el volantazo que pegaron en Cerro
Bandera: «Durante el primer año comenzamos
con un plan para perforar 12 pozos con un equipo contratado. Al no haber resultados a la altura del tercer pozo, nuestra estructura nos aportó la flexibilidad y rapidez para cambiar a tiempo. Quizá un simple CEO o gerente hubiera proseguido con el plan inicial», sostiene.
