La producción de los 10 yacimientos más grandes del país se desplomó un 40% en ocho años

 

Los reservorios de YPF, entre los que más declinaron

Como resultado de su declinación natural luego de varias décadas en explotación, la oferta de los reservorios que producen más de 3.000 m³/día de crudo cayó un 42,84% desde 2004. Con la misma tendencia, la producción de los principales yacimientos gasíferos descendió un 25,8%.

A la hora de explicar el descenso de la producción de petróleo en la Argentina, que alcanzó su pico en 1998 con una oferta anual de casi 50 millones de metros cúbicos (MMm³) y desde entonces cayó más de un 30%, en la industria esgrimen que la retracción obedece, fundamentalmente, a la edad de los grandes yacimientos, que ingresaron en su etapa de madurez, con la consecuente pérdida gradual de rendimiento.

Las estadísticas avalan esa línea interpretativa. Según datos del mes de julio del Instituto Argentino del Petróleo y Gas (IAPG), la producción de los principales 10 campos de crudo –los que aportaban más de 3.000 metros cúbicos diarios (m³/d) del hidrocarburo– retrocedió un 42,84% con relación al mismo mes del año 2004.

Los mayores traspiés los sufrió YPF, la principal operadora del upstream de hidrocarburo, con un market share del 36%. La petrolera nacionalizada por el Gobierno registró una baja del 59,3% en el campo Chihuido de la Sierra Negra (cuenca Neuquina), uno de sus importantes depósitos petrolíferos, que en 2004 producía 9.175 m³/d y hoy no pasa los 3.400 m³/d.

Con una curva similar, la extracción de Los Perales, emplazado al norte de Santa Cruz, perdió un 47,13%: su oferta cayó de 4.410 m³/d a 2.330 m³/d en los últimos ocho años. “Una vez que los yacimientos convencionales de rocas calcáreas alcanzan su madurez, pueden perder hasta un 10% de su producción por año”, explicó Gualter Chebli, geólogo y titular de la consultota Phoenix Oil & Gas.

Los números del resto de las operadoras van en la misma dirección. La norteamericana Chevron perdió posiciones en el ranking de productores de crudo por la merma de la oferta de El Trapial, el segundo mayor yacimiento del país, cuya oferta se redujo un 47,09% desde 2004, al pasar de 7.860 m³/d a 4.160 m³/d. Petrobras Argentina, la filial del gigante brasileño, tampoco pudo frenar la declinación de Puesto Hernández, su principal depósito de crudo, ubicado en la cuenca Neuquina. Su producción se derrumbó un 66,5%: pasó de 5.780 m³/d a no superar los 1.950 m³/d en la actualidad. En tanto que Tecpetrol –la petrolera de Techint, que explota El Tordillo, en el Golfo San Jorge– registró una baja del 35,9%.

La única excepción fue Cerro Dragón, el mayor campo de crudo de la Argentina, que a pesar de llevar más de cinco décadas en actividad mantiene sus niveles de oferta en torno a los 12.000 m³/d.

El espejo gasífero

“Los yacimientos suelen replicar una curva asintótica. Cuando alcanzan su pico de producción y se convierten con el paso del tiempo en campos maduros, es normal que se empiece a registrar una caída progresiva de los parámetros de producción”, señaló Daniel Kokogian, uno de los principales geólogos petroleros del país, a cargo de la consultora New Milestone.

En el caso del gas natural, el principal insumo de la matriz energética –representa un 51% del total–, el dato que evidencia la declinación natural de los yacimientos es el incremento de la producción de gas en baja presión. De hecho, se calcula que en las cuencas Neuquina y del Noroeste, otrora los grandes reservorios del fluido a nivel nacional, un 60% del gas que se extrae tiene baja presión.

Según las estadísticas del IAPG, la oferta de los grandes yacimientos gasíferos –los que inyectaban más de 3 MMm³/d en julio de 2004– cayó, en promedio, un 25,89%.

Sin embargo, la pendiente de Loma La Lata, el mayor campo gasífero de la cuenca Neuquina, que en 2004 representaba casi un 35% de la extracción total del fluido, fue todavía más marcada. La oferta del campo explotado por YPF retrocedió un 59,95%: pasó de 39,3 MMm³/d en 2004 a 15,7 MMm³/d en la actualidad.

El desplome del campo puede explicar, por sí solo, buena parte del incremento de las importaciones del fluido, tanto desde Bolivia como en estado líquido (LNG), que hoy cubren casi un 30% del consumo interno del hidrocarburo. En términos relativos, la performance de Loma La Lata sólo es comparable con la de Ramos, el principal yacimiento de la cuenca del Noroeste controlado por Pluspetrol, que sufrió una baja del 58,72%.

 

Las excepciones

Sierra Chata, que se destaca entre los campos gasíferos de Petrobras, tuvo un comportamiento similar: su producción pasó de 3,78 a 2,02 MMm³/d, con una merma del 46,58%. En tanto que Aguada Pichana, el segundo yacimiento de la cuenca Neuquina, que es operado por la francesa Total –líder entre los productores, con un 31% de la oferta nacional– registró una baja, aunque más moderada. Su producción se redujo un 15,4%, de 11,26 a 9,52 MMm³/d.

Al igual que en petróleo, Cerro Dragón –el campo estrella del Golfo San Jorge– logró contradecir la tendencia de la industria. Sus números crecieron un 43,63%, de 5,81 a 8,35 MMm³/d. En tanto que el mayor salto hacia adelante lo anotó Total Austral en el complejo offshore Carina-Aries, que desplazó a Loma La Lata de la cima del ranking de yacimientos gasíferos, con una oferta de 18,51 MMm³/d, un 61,17% más que en julio de 2004, cuando producía 11,41 MMm³/d. ℗

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