Un barril por arriba de los 55 dólares es el precio que puede marcar el punto de partida para evaluar un proyecto de recuperación terciaria en Argentina. La estimación pertenece a Gerardo Tennerini, fundador de GtoG Energy, quien advirtió que estas iniciativas requieren plazos mucho más largos que los habituales en Vaca Muerta y se evalúan con horizontes de cinco a diez años.
La diferencia está en el tipo de desarrollo. Mientras la producción no convencional permite perforar un pozo y obtener rápidamente una respuesta productiva, la recuperación terciaria se apoya sobre campos maduros que ya están en producción, con pozos e infraestructura existentes. El objetivo es extraer petróleo que quedó en el reservorio después de las etapas primaria y secundaria.
“Con un precio de barril de 55 dólares sería un piso para empezar a ver o a evaluar los proyectos de recuperación terciaria. Quizás necesite un barril por sobre los 55 dólares para empezar a estar positivo o estar más seguro de hacer la inversión”, aseveró en diálogo con eolomedia.
El valor de 55 dólares no debe interpretarse como un precio universal de rentabilidad para cualquier yacimiento. El resultado depende de la estructura de costos, las características del reservorio, la respuesta de la inyección y la capacidad financiera de cada compañía. Pero funciona como una referencia para analizar si tiene sentido avanzar con un proyecto de este tipo.
Una inversión pensada a cinco o diez años
Los horizontes de evaluación y respuesta son una de las principales diferencias frente al modelo que se consolidó en Vaca Muerta. Tennerini explicó que no existe un período estándar aplicable a todos los proyectos porque también influye la estructura de cada empresa, aunque estos desarrollos tienen una característica común: necesitan varios años para mostrar su resultado.
Antes de llegar a una producción adicional sostenida hay que realizar ensayos, ejecutar obras, instalar los sistemas necesarios y comenzar con la inyección. Después aparece otro período de espera hasta que el reservorio responde. Por eso, el capital no vuelve rápidamente a la caja de la compañía, como puede ocurrir con determinados proyectos de perforación.
“Siempre que hablamos de proyecto de recuperación terciaria, estamos hablando de un plazo de más de cinco años, entre que se ejecutan algunos ensayos, se ejecutan las obras necesarias y la inyección más la respuesta”, afirmó.
El horizonte que plantea el especialista se ubica entre cinco y diez años. Ese plazo incluye tanto la etapa de puesta en marcha como el desarrollo de la producción adicional. Para las compañías que analizan estas inversiones, el desafío pasa por sostener el desembolso inicial durante un período en el que el retorno todavía no aparece con toda su magnitud.
La estructura de costos, sin embargo, tiene una particularidad que puede favorecer estos proyectos. A diferencia de un desarrollo que requiere construir una operación petrolera desde cero, los campos maduros ya cuentan con buena parte de las instalaciones. Hay pozos, baterías, caminos y sistemas de captación que pueden ser aprovechados para la nueva etapa de recuperación.
El costo de los polímeros y el precio del petróleo
La incorporación de polímeros agrega un costo operativo, pero no necesariamente obliga a realizar grandes inversiones en infraestructura. Según Tennerini, los avances en las técnicas utilizadas para la recuperación terciaria permitieron que el costo incremental de la inyección no sea demasiado elevado respecto de las operaciones de recuperación secundaria.
El punto de comparación está en el costo de lifting de los pozos con inyección secundaria, que el especialista utilizó como referencia en un rango de US30aUS 35 por barril para determinados campos maduros. Con polímeros, ese costo no debería aumentar de manera significativa por el lado de la infraestructura, aunque sí existe un mayor gasto operativo asociado al consumo del producto.
“Hoy, en un lifting de los pozos, inyección de secundaria, entre 30, 35 dólares, con polímero no se iría mucho más elevado. Así que yo creo que, con un costo, con un precio de barril de 55 dólares sería un piso”, aseguró el especialista.
El esquema tiene entonces una diferencia importante entre CAPEX y OPEX. La infraestructura existente permite contener el capital necesario para poner en marcha el proyecto, pero una vez iniciada la operación aumenta el peso del consumo de polímeros. Por eso, un precio del crudo superior a US$55 puede ofrecer una posición más cómoda para tomar la decisión de invertir.
En términos económicos, la discusión no pasa únicamente por cuánto petróleo adicional puede recuperar un yacimiento. También importa cuánto cuesta obtener cada barril adicional y durante cuánto tiempo será necesario sostener la operación antes de recuperar el capital desembolsado. Es allí donde el precio internacional del petróleo puede cambiar completamente la ecuación.
“En el OPEX, en el consumo de polímero es donde crece el costo por sobre la recuperación secundaria y quizás necesite un barril por sobre los 55 dólares para empezar a estar positivo o estar más seguro de hacer la inversión”, aseveró.
Más actividad para los proveedores
El impacto sobre el empleo petrolero también tiene características diferentes. Un equipo de perforación moviliza una cantidad importante de trabajadores y genera una demanda directa que puede modificarse rápidamente cuando un perforador comienza o termina una campaña. La recuperación terciaria presenta una estructura laboral menos intensiva en trabajadores directos.
Tennerini explicó que la cantidad de operadores necesarios en el campo es menor que la asociada con un equipo perforador. Sin embargo, el proyecto genera actividad en otros segmentos de la cadena petrolera, especialmente en mantenimiento, fabricación y reparación de equipos utilizados durante la inyección y el tratamiento de fluidos.
“Los operadores son más reducidos que lo que es un perforador, pero sí hay mucho más movimiento en cuanto a mantenimiento y equipamiento. Eso genera mayor mano de obra, no directa, en tornerías, metalúrgicas y metalmecánicas“, aseveró.
El efecto puede ser relevante en las regiones con campos maduros y una red de empresas de servicios ya instalada. Al tratarse de proyectos que pueden mantenerse durante varios años, los proveedores tienen la posibilidad de proyectar contratos y costos con mayor previsibilidad que en actividades que dependen exclusivamente del movimiento de los equipos de perforación.
La diferencia también está en la duración de la actividad. Un perforador puede generar un fuerte movimiento de empleo mientras permanece activo, pero ese volumen cae cuando el equipo se retira. En recuperación terciaria, en cambio, la operación y el mantenimiento de las instalaciones acompañan al proyecto durante un período mucho más prolongado.
“Al ser proyectos de más largo plazo, también generan cierta estabilidad o posibilidad de que estas compañías, estas empresas de servicios queden tengan mayor visión a mediano plazo para sus costos y para estar contratadas”, subrayó.
