Recuperación terciaria: estiman en US$55 el barril de referencia para evaluar proyectos en campos maduros
Gerardo Tennerini, fundador de GtoG Energy, señaló que los proyectos requieren horizontes de cinco a diez años y tienen una estructura de costos distinta a Vaca Muerta.
Un precio del petróleo de US$55 por barril puede funcionar como referencia inicial para evaluar proyectos de recuperación terciaria en Argentina, según estimó Gerardo Tennerini, fundador de GtoG Energy.
El especialista explicó que ese valor no representa un umbral universal de rentabilidad, ya que la viabilidad depende de factores como los costos, las características del reservorio, la respuesta a la inyección y la capacidad financiera de cada empresa.
“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”, afirmó en diálogo con eolomedia.
La recuperación terciaria busca obtener petróleo que permanece en el reservorio después de las etapas primaria y secundaria de producción. A diferencia del desarrollo no convencional, que permite obtener una respuesta productiva relativamente rápida mediante nuevas perforaciones, estos proyectos se apoyan en campos maduros que ya cuentan con pozos e infraestructura.
Proyectos con plazos de hasta diez años
Uno de los principales desafíos de la recuperación terciaria es el tiempo necesario para que las inversiones comiencen a generar resultados.
Antes de alcanzar una producción adicional sostenida es necesario realizar ensayos, ejecutar obras, instalar equipos y comenzar los procesos de inyección. Luego existe un período adicional hasta que el reservorio responde al tratamiento.
Por ese motivo, Tennerini señaló que los proyectos de este tipo se analizan con horizontes de entre cinco y diez años.
“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”, sostuvo.
Este esquema implica que las empresas deben sostener el desembolso inicial durante un período considerable antes de obtener el retorno esperado.
Una ventaja frente a un desarrollo desde cero es que los campos maduros ya disponen de parte de la infraestructura necesaria, como pozos, baterías, caminos y sistemas de captación. Esto puede reducir el capital requerido para poner en marcha una nueva etapa de recuperación.
El peso de los polímeros
La utilización de polímeros suma costos operativos al proceso, aunque no necesariamente implica grandes inversiones adicionales en infraestructura.
Tennerini tomó como referencia un costo de lifting de entre US$30 y US$35 por barril para determinados campos maduros bajo recuperación secundaria y consideró que la incorporación de polímeros no debería elevar de manera significativa los costos vinculados con la infraestructura.
El principal incremento se produciría en el OPEX, debido al consumo del producto utilizado durante la inyección.
“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”, explicó.
De esta manera, el precio internacional del petróleo se convierte en una variable central para determinar si el proyecto ofrece un margen suficiente para compensar el capital invertido y los mayores costos operativos.
“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”, agregó.
Más actividad para proveedores
La recuperación terciaria también genera una demanda diferente para la cadena de servicios petroleros. A diferencia de una campaña de perforación, donde un equipo puede movilizar una gran cantidad de trabajadores durante un período determinado, estos proyectos tienen una menor intensidad de empleo directo.
Según Tennerini, el impacto se traslada en mayor medida hacia las tareas de mantenimiento, fabricación y reparación de equipos vinculados con 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”, señaló.
La actividad puede beneficiar especialmente a las regiones donde existen campos maduros y una red de empresas de servicios vinculada con la industria hidrocarburífera.
Además, la extensión de los proyectos permite una planificación de mediano plazo para los proveedores, con contratos de mantenimiento y servicios que pueden sostenerse durante varios años.
“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”, concluyó.
Fuente: EoloMedia
