YPF anunció que en el transcurso de este año se retirará de unos 55 campos convencionales ubicados en varias provincias petroleras, entre las que se encuentra Santa Cruz. La intención de las petrolera bajo control estatal es concentrar su actividad en Vaca Muerta y ceder la explotación de esos yacimientos maduros a compañías independientes de menor tamaño que puedan eficientizar la producción de esas áreas. A partir de un acuerdo prácticamente cerrado con el gobernador Claudio Vidal, es casi un hecho que la mayoría de las concesiones de YPF se revertirán a la provincia, que deberá gestionarlos a través de la compañía provincial estatal Fomicruz para volver a cederlos a compañías privadas bajo un formato aún no definido.
En las últimas semanas Vidal recibió a numerosas firmas interesadas en los activos que dejará la compañía que preside Horacio Marín. Sin embargo, las pérdidas cuantiosas que registraron esos yacimientos el año pasado permiten presagiar un futuro complejo para la actividad petrolera en la provincia. Es que los números de negocio hidrocarburífero en esas concesiones son preocupantes. Tanto que no es descabellado afirmar que de los más de US$ 400 millones que invirtió la empresa en la provincia durante 2023, cuando la organización estaba a cargo del santacruceño Pablo González, que en las elecciones de octubre pasado intentó sin suerte llegar al Senado de la Nación, cerca del 75% arrojó resultados antieconómicos. Para decirlo en blanco sobre negro: en tres de cada cuatro pozos que perforó en Santa Cruz, YPF perderá plata. Es decir, la compañía hundió dinero en esos proyectos.
Números en rojo
EconoJournal accedió en exclusiva a las cifras de producción de los pozos que perforó la compañía durante 2023 en sus principales concesiones en el distrito: Cañadón León – Meseta Espinosa, Los Perales – Las Mesetas y Cañadón La Escondida Las Heras. La rentabilidad de los proyectos está calculada en función del crudo Cañadón Seco que se produce en el norte de Santa Cruz, que en la actualidad ronda los 75 dólares por barril.
Según datos de la Secretaría de Energía y de la propia YPF, en esos tres yacimientos se realizaron en total 95 workover (reparaciones de pozos) con solo 23 resultados positivos (24,2%). Las reparaciones generaron un incremento del caudal inicial promedio de apenas dos metros cúbicos diarios (m3/día) de petróleo, cuando para ser rentable deberían haber sido unos 10 m3/día de crudo. A su vez, la recuperación final estimada por cada workover realizado (EUR, según la sigla en inglés) ronda los 2500 m3 de petróleo en promedio contra un mínimo necesario de 5500 m3 para alcanzar la rentabilidad.
Como parte de la campaña de perforación en 2023, en las tres concesiones analizadas YPF perforó 83 pozos nuevos con cuatro equipos de drilling en actividad. Apenas 20 de ellos consiguieron resultados positivos (un 24,1% del total). El caudal inicial promedio de los 63 restantes que anotaron resultados ‘no-económicos’ fue de 8 m3/día de petróleo, contra un media necesaria de 20 metros cúbicos para ser económico. La acumulada promedio de esos pozos proyecta 8000 m3 contra un mínimo necesario de 13.000 m3 para que el negocio sea rentable.
El costo de desarrollo de los yacimientos de Santa Cruz está en varios casos por encima de los 45 dólares por barril cuando para ser rentable debería ubicarse por debajo de los 30 dólares. Por ejemplo, en Las Heras el OPEX (Operational expenditures) se ubicó el año pasado en 49,6 dólares y en Los Perales en 46,3 dólares. En Cañadón Seco y El Trébol el costo promedió 39,7 y 39,4 dólares, un poco menos, pero igual muy por encima de lo necesario para que el negocio sea rentable.
YPF ya dejó en claro que se va de Santa Cruz. “Queremos terminar el proceso (de cesión de áreas), que dependerá de las aprobaciones de las provincias, el 1 de septiembre. Las cosas se hacen rápido o no se hacen. Quizás puede ser antes. El 1 de septiembre no estaremos en ninguna de las áreas”, aseguró Marín el 17 de abril en el foro Vaca Muerta Insights, evento energético organizado en conjunto por La Mañana de Neuquén, Más Energía y EconoJournal.
En ese contexto, la provincia enfrenta un escenario complejo porque para hacer rentable los yacimientos citados se va a tener que gestionar la operación de los pozos con mayor eficiencia y eso va a requerir de una discusión profunda en torno a cómo optimizar los costos de producción en la cuenca.
Estadísticas por yacimiento
Con los precios actuales que se paga por el crudo de Santa Cruz, para que un pozo sea rentable se debe obtener un caudal inicial de 10 m3/día de petróleo cuando se realiza una reparación de pozo y de 20 m3/día cuando se lleva adelante una perforación. A su vez, la recuperación final estimada debería alcanzar un mínimo de 5.500 m3 diarios promedio en la reparación y 13.000 m3 en la perforación. Las cifras que se obtuvieron durante el año pasado están muy por debajo de esos valores.
- En el yacimiento Cañadón León – Meseta Espinosa se realizaron 22 reparaciones y solo 7 arrojaron buenos resultados (31,8%). Se obtuvo un caudal inicial promedio de 2 m3/día y se proyecta una recuperación acumulada promedio de 2500 m3 de petróleo. En el mismo período se realizaron 46 perforaciones y apenas 6 arrojaron resultados positivos (13%). El caudal inicial promedio fue apenas de 4 metros cúbicos diarios y la acumulado promedio está proyectada en 8000 m3.
- En el yacimiento Los Perales – Las Mesetas se realizaron 45 workover y solo 9 dieron buenos resultados (20%). En total se obtuvo un caudal inicial promedio de 2 m3/día y una acumulada promedio de 3000 m3. En el caso de las perforaciones, sobre un total de 22 sólo 7 dieron buenos resultados (31,8%). El caudal inicial promedio fue de 9 m3/día y la acumulado promedio proyecta los 6500 m3 diarios.
- En el yacimiento Cañadón La Escondida – Las Heras se realizaron 28 workover con 7 resultados positivos (25%). El caudal inicial promedio de cada intervención fue de 2 m3/día. A su vez, se hicieron 15 perforaciones y 7 dieron buenos resultados (46,6%). El caudal inicial promedio fue de 11 m3/día.
