Intervención Pozos Parados C.G.S.J.

El presente trabajo tiene como finalidad analizar en un determinado contexto y en un área bien definida, la situación de todos sus pozos y la viabilidad de la reactivación/reparación de aquellos pozos parados a través de intervenciones con los equipos de pulling activos o incorporando un equipo adicional.

Para desarrollar este análisis se definió un área específica en varios yacimientos productivos concesionados por la provincia de Santa Cruz en la Cuenca del Golfo San Jorge (CGSJ), analizando sus características principales.

Avanzando con el estudio, se hizo un pormenorizado análisis de todos los pozos declarados en Capitulo IV de la resolución 2057 de la Secretaría de Energía de la Nación dentro del área, preseleccionando 95 pozos parados que han tenido producción declarada hasta Enero 2020 pero que se encuentran parados por alguna razón a abril 2021.

Además, analizando los periodos Enero 2018, 2019 y 2020 se pudo concluir que más de 3300 pozos no han producido petróleo en los últimos 4 años, y la mayoría de ellos se encuentran sin sistema de extracción (más de 2600), en general con las categorías “A abandonar” o “Abandono Temporario”.

El resto de los pozos de la categoría inactivos, que presentaron producción en el período de estudio, se observa que no han aportado grandes cantidades de petróleo en relación a los pozos activos. De estos 139 pozos declarados inactivos con producción en los últimos 4 años, se definió una lista de 15 pozos, considerando aquellos que mayor producción de petróleo aportaron en enero 2020.

A medida que avanzamos en el estudio de pozos, se pudo observar que conviene reactivar aquellos pozos que se encuentran sin producción con el estado parado transitoriamente (PT) (pozo activo) -538 pozos-, porque son los que representan mayor pérdida de producción mensual, sugiriendo una lista de 80 pozos que han aportado mayor producción de petróleo en relación a la cantidad de tiempo que estuvieron en actividad, completando con la lista de 15 pozos un total de 95 pozos parados con interés de ser reactivados con equipos de pulling activos o adicionando un noveno equipo.

Una vez seleccionados los pozos, se procedió a analizar los distintos escenarios relacionados a la conveniencia o no de intervenir los distintos pozos parados, tanto por la situación social, el contexto de pandemia, viabilidad económica, incertidumbre, obteniendo las siguientes conclusiones:

1. El contexto de pandemia y la incertidumbre afectó la producción, en
especial por la puesta en stand by de equipos para intervenir pozos parados o que se iban parando por determinadas situaciones, aunque conviniera económicamente la intervención de los pozos, los mismos no se fueron interviniendo a un ritmo que permitiera frenar la baja de producción (o aumentar la misma), generando una importante acumulación de pozos parados, y en consecuencia un gran aumento en la cantidad declarada de pozos parados. Los vaivenes en la producción mes a mes fue notable desde enero 2020.

2. El precio de referencia Brent es un factor que puede influir al momento de decidir intervenir o no un pozo parado, aunque no se evidencia una correlación marcada entre el valor del precio de referencia y la producción mensual entre enero 2020 y abril 2021. Se pudo establecer que en base al valor mínimo de referencia de precio Brent observado en el periodo analizado (enero 2020 – abril 2021), siendo el mínimo valor detectado en U$S 26,19. Realizando la evaluación económica de intervenir los pozos seleccionados con dicho valor, se pudo concluir que los pozos con producción estimada mayor a 0.9 m3 (81 pozos de los 95 pozos seleccionados cumplen dicha condición) son económicamente viable intervenirlos con equipos de pulling, contemplando una tasa de retorno del 15%.

3. El Plazo de recupero de la inversión y el plazo en el que finalizan los acuerdos de prórroga de las áreas analizadas es una variable muy importante que define que inversiones son viables realizar y cuales no contemplando que, en el marco del acuerdo de prorroga vigente, cualquier inversión que se realice debe ser justificado demostrando que las inversiones se logran recuperar antes de la finalización de las prórrogas que en su mayoría comienzan a finalizar en el año 2025 (4 años de plazo máximo para el recupero de inversión). Realizando la evaluación económica de intervenir un pozo con un equipo de pulling, contemplando el recupero de la inversión en un plazo no mayor a 4 años, se pudo definir que un pozos parado cuya producción estimada sea mayor a 0,2 m3/día sería económicamente rentable intervenirlo, contemplando una tasa de retorno del 15%, siempre y cuando las reparaciones no impliquen inversiones mayores a U$S 45.000.- La totalidad de los 95 pozos parados seleccionados producen más de 0,2 m3/día.

4. Los incentivos a la producción (incremental) que puedan proponer el estado provincial o nacional son también variables que podrían afectar la evaluación económica estimulando la intervención de pozos parados
haciendo más rentable la ecuación económica. Se propuso un listado de posibles incentivos que harían más rentable la intervención de pozos parados tales como:

• Reducción de la alícuota de regalías respecto de la producción de hidrocarburos obtenida a partir de la puesta en producción de pozos que no estén en actividad.
• Reducción de Ingresos Brutos sobre los contratos de servicios vinculados a la reactivación de pozos petroleros.
• Exención del 100% del Impuesto de Sellos respecto de los actos, contratos y operaciones alcanzados por el gravamen.
• Exención del 100% de las tasas administrativas provinciales vinculadas a tramitaciones del pan de reactivación de pozos.
• Exención de tasas municipales adheridas.

5. Otro de los puntos que se analizó fue la conflictividad social, puntualmente se analizó si los conflictos gremiales que desencadenaron un paro de actividades pudieron o no afectar la producción, cuestión que podría claramente rever las decisiones de inversión futuras. Si bien se detectaron una gran cantidad de paros gremiales por baja de inversiones, desafectación de personal, puesta en stand by de equipos, entre otros, ninguno de los paros tuvo afectación de la producción en las áreas bajo análisis.

6. Por último, pero no menos importante, se analizó el factor incertidumbre generado por la pandemia COVID-19 en el plazo analizado, como factor que pudiera afectar las decisiones de inversión hidrocarburifera, específicamente aquellas inversiones consideradas no necesarias en el marco de la declaración de la extracción hidrocarburifera como tarea esencial en el marco de la pandemia, lo que implicó la alteración del desarrollo normal de las tareas con distintos protocolos que se fueron aplicando con el fin de cuidar la salud de los trabajadores. Se pudo observar que a partir de abril 2021 comenzó a normalizarse casi en su totalidad la actividad, reactivando equipos que se encontraban en stand by y comenzando a aumentar los valores mensuales de producción, aunque aún en las áreas analizadas no se logra alcanzar los valores pre pandemia (enero 2020).

Es importante destacar que en las áreas seleccionadas para el presente trabajo, no hay equipos de perforación activos, por lo cual cualquier aumento o disminución de producción se deben exclusivamente a la decisión de reactivar o no pozos parados.

Finalizando la tesis, se evalúo la posibilidad de incorporar un equipo adicional de pulling a los 8 equipos activos en las áreas en estudio. Para ello, se descartaron los 80 mejores pozos entendiendo que los mismos podrían ser intervenidos en un mes con los 8 equipos de pulling activos en las áreas, dejando 10 pozos restantes para ser intervenidos con un noveno equipo, estimándose una producción incremental de más de 5.000 m3 en un mes si se decidiera reactivar los pozos seleccionados con un total de 9 equipos de pulling trabajando en ese mes.