Tras una reunión de directorio, YPF reveló sus planes de avanzar con un proyecto de "racionalización y optimización de la inversión", que implica deshacerse de unas 55 áreas consideradas "campos maduros" para apostar por otras de mayor rentabilidad.

La empresa petrolera estatal explicó que los "campos maduros" son yacimientos que ya pasaron su pico de producción y que, según las buenas prácticas de la industria, no resulta eficiente ni rentable producir petróleo en ellos.

A través de un comunicado oficial, YPF anunció su enfoque en "áreas convencionales y no convencionales que aportarán mayor rentabilidad a la compañía y sus accionistas", mientras evalúa la recuperabilidad del valor contable de las áreas a deshacerse, estimando una baja de 1800 millones de dólares al 31 de diciembre de 2023.

El directorio aseguró que la empresa colaborará activamente con el desarrollo local y garantizará los puestos de trabajo durante la transición, dinamizando la industria y permitiendo el surgimiento de nuevas pymes locales que podrán dar trabajo y desarrollo a cada región explotando áreas más rentables.

Campos maduros

De acuerdo a la bibliografía disponible (ej. SPE 185585), y al consenso establecido dentro de la SPE, un campo se considera maduro cuando:

• Sus reservas 2P representan menos del 25% de la EUR ("estimated ultimate recovery") total del campo (índice de madurez).
• El petróleo es producido con un alto corte de agua. WOR (“water oil ratio”) > 10
• La producción actual está muy por debajo del pico máximo de producción (“peak oil”).
• El nivel de inversiones actual es bajo, y sus instalaciones de superficie son muy antiguas.
• El fin de la vida útil del campo está cercano (menos de 10 años para producir las reservas 2P).

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Algunos de los criterios listados son cuantitativos, y otros más bien cualitativos. Más allá de esto, desde ningún punto de vista el concepto de madurez es un parámetro necesariamente creciente, ni mucho menos una situación irreversible. Tampoco creo que el “peak oil” sea algo sencillo de establecer.

En Argentina claramente se observa que en los últimos 5 años se viene haciendo foco en el desarrollo de los yacimientos no convencionales. Esto se demuestra por la evolución del nivel de inversiones en cada uno de nuestros yacimientos. Por primera vez, la inversión total en yacimientos no convencionales está alcanzando el nivel de inversiones de los campos convencionales en su conjunto.

Figura 1: inversiones anuales por tipo de yacimiento. Fuente: Ministerio de Energía de la Nación.

Como consecuencia de esta focalización o concentración de inversiones, la producción de crudo de Argentina ha ido evolucionando consecuentemente, como muestra la siguiente figura:

Figura 2: Producción diaria de petróleo por tipo de yacimiento. Fuente: Ministerio de Energía de la Nación.

Esta situación al menos indica que se está pagando un costo de oportunidad, dado que los presupuestos de inversión son acotados, más aún considerando el contexto actual de precios bajos. Veo una situación de abandono en muchos campos que todavía tienen enorme potencial, en donde la desinversión de unos años puede no resultar fácil de revertir, sobre todo en zonas con proyectos avanzados de recuperación secundaria.

Existen muchos casos concretos de “rejuvenecimiento” de campos supuestamente maduros, en donde un cambio en la estrategia de desarrollo permitió revertir el incremento del índice de madurez, y largamente superar el pico histórico de producción. Un claro ejemplo es el caso de Cerro Dragón, actualmente el yacimiento más grande de la Argentina. Se han presentado varios papers al SPE sobre el caso de Cerro Dragón. En el SPE-107918 se presenta la siguiente figura:

Figura 3: curvas de producción del área Cerro Dragón. Fuente: SPE-107918.

Puede observarse que el desarrollo se inició a finales de la década del 50’, y que la recuperación secundaria por inyección de agua comenzó a implementarse hacia 1970. Claramente a principios del 2000, y siguiendo los criterios anunciados al inicio, Cerro Dragón podía ser considerado un campo maduro. A pesar de ello, a través de una adecuada estrategia de desarrollo, por medio de una implementación agresiva de recuperación secundaria, y apuntalando la explotación de los reservorios de gas, la realidad del campo cambió por completo. En menos de 10 años se logró duplicar la producción de petróleo del área, y se alcanzaron niveles de venta de gas inesperados para un yacimiento considerado netamente de petróleo.

No pretendo decir que todos los campos maduros puedan “rejuvenecerse” de la misma manera que Cerro Dragón. Creo que en muchos yacimientos considerados maduros hay grandes oportunidades de aumentar el factor de recobro, mejorando el área contactada y la eficiencia de desplazamiento en procesos ya avanzados de inyección de agua. Es cuestión de balancear los esfuerzos, de manera de maximizar los niveles de producción para las empresas y el país, ya sea que el petróleo provenga de yacimientos convencionales o no convencionales.