CRUDO: WTI 81,62 - BRENT 86,25   |   DIVISAS: DOLAR 876,00 - EURO: 972,00 - REAL: 184,20   |   MINERALES: ORO 2.193,45 - PLATA: 24,82 - COBRE: 3,97


La era de la madurez

24/05/2018 | COMPAÑIA | Ultimo momento | 1787 lecturas | 35 Votos



La petrolera independiente Oilstone evalúa lanzar una oferta pública para fondear su plan de inversiones en campos maduros.




Diego Garzón Duarte y Mauricio Russo reclaman por un mayor dinamismo en el traspaso de yacimientos marginales, que ascienden a unos 100 en el país.

Desde un punto de vista técnico, en la Argentina el 80% de los más de 470 yacimientos de hidrocarburos activos son marginales. Ésa es la denominación que reciben en la jerga petrolera los campos que producen diariamente menos de 2.000 barriles diarios de crudo o 10.000 metros cúbcios (m3) de gas, con un corte de agua superior al 90% y una productividad por pozo inferior a los 5 metros cúbicos diarios de petróleo. En la práctica, sin embargo, un campo maduro de petróleo puede tener potencial en shale gas o shale oil. Por lo que la versión generalizada es que existe un centenar de campos maduros en el país.

Sin embargo, son contadas las empresas petroleras con apetito real por ese tipo de reservorios. A diferencia de lo que sucede en cuencas de Norteamérica, donde existen centenares de empresas petroleras, en la Argentina hay un oligopolio de seis o siete grandes compañías que explican el 80% de la producción de hidrocarburos. Se trata de empresas como YPF o Pan American Energy (PAE), que buscan grandes activos petroleros. Contra esa corriente, Oilstone hizo de la incorporación de valor en campos supermaduros su principal carta de presentación.

La petrolera fundada por Diego Garzón Duarte y Mauricio Russo se dedica exclusivamente al desarrollo de campos marginales. Es una auténtica Pyme petrolera que debió sortear los obstáculos típicos que enfrentan los emprendedores en la Argentina. Recién en 2017 obtuvo su primer crédito sin la necesidad de exponer recursos ni garantías de los socios. Fue por u$s 11 millones al 7% a cinco años, sindicado entre el Banco Santander y el Ciudad. Hasta ese momento, Garzón Duarte y Russo, dos ejecutivos con pasado en Compañía General de Combustibles (CGC), y los dos socios restantes debían prestar avales personales para financiar los planes de inversión de la empresa. La creatividad los llevó, incluso, a recurrir en 2011 –unos meses después de la fundación de la empresa– a una garantía de Acindar por $ 6 millones para conseguir un crédito, dado que las entidades bancarias exigían los balances de tres años consecutivos para habilitar un préstamo.

"Fue un inicio difícil, pero hoy estamos posicionados. Al negociar nuestro primer contrato, a través del cual arriesgaríamos los ahorros de 25 años de trabajo en la vida corporativa, algunos inversores nos propusieron acuerdos en los que pretendían retener un 80%. Luego de insistir, conseguimos como socios a Claudio y Gonzalo Maggi, grandes productores de soja presentes en el negocio de real state, que hoy cuentan con el 30% de Oilstone", rememora Garzón Duarte.

Hoy la empresa está analizando la apertura este año de una Oferta Pública Inicial (IPO, por sus siglas en inglés) "para fondear nuestros planes de inversión", adelanta Garzón Duarte, CEO de Oilstone, desde las oficinas de la empresa en Martínez, al norte de la provincia de Buenos Aires, donde recibió a Revista TRAMA junto con Russo, accionista y director comercial.

Garzón Duarte plantea la necesidad de que las grandes empresas descarten sus reservorios secundarios a fin de dinamizar el upstream local de hidrocarburos. La morfología organizacional de Oilstone está diseñada para intentar agregar valor en campos maduros que llevan décadas en explotación. En esa clave, los directores de Operaciones y Geociencias tienen sus oficinas casi en Cutral Có, al norte de Neuquén, donde trabajan más de 120 de las 135 personas que componen la empresa, lo que permite contar en el instante con los geólogos y reservoristas al perfilar un pozo.

Cerro Bandera hoy alcanza una producción diaria de 180 m3 de petróleo y 130.000 m3 de gas. "Para los próximos dos años, delineamos un plan de exploración, perforación, entrada y repunzado en capa, fracturación y refracturación orientado a incrementar la explotación, especialmente en gas. Apuntamos al tight profundo, a 2.500 metros", detalla Russo, que proyecta que la curva de petróleo se mantenga en el plateau de 200 m3/d de crudo.

Junto con Gas & Petróleo del Neuquén (GyP Nqn), Oilstone es socio-operador en el proyecto de la UTE Dorsal, que produce 25 m3/d de crudo y 400.000 m3/d de gas. Excluyendo la compra de nuevos activos, la compañía ostenta un drilling porfolio de más de u$s 30 millones para invertir en el próximo lustro.

¿Cuáles son las claves para operar en campos maduros?

Garzón Duarte: Un concepto fundamental es el downtime, es decir, el tiempo que transcurre entre que un pozo se para y se reactiva. En una empresa como Oilstone, éste debe ser mínimo, con apenas algunas horas de duración. Al tener equipos exclusivos en circulación, el pozo vuelve a ponerse en marcha en medio día. En cambio, en organizaciones grandes se ingresa a listas de espera con demoras de hasta una semana.

Otro punto vital es la ingeniería de producción. Un pozo aumenta su resultado cuando ese equipo permanece pendiente de él para controlar la profundidad, el nivel y tipo de bomba, y para estudiar la forma de hacer más eficiente su extracción. Las grandes petroleras tienen recursos para hacerlo; incluso YPF podría llevarlo adelante mejor que nosotros. Sin embargo, el secreto radica en los tamaños relativos. En un yacimiento de Shell, 100 barriles de más o de menos hacen la diferencia con respecto a la productividad de un pozo. A contrapelo, para nosotros la línea está específicamente en un barril de más o de menos.

Russo: Dentro del negocio de E&P, los campos maduros son de capital y de mano de obra intensiva. Un proyecto de shale de seis equipos trabajando, con una inversión de u$s 2.500 millones, involucra a 120 personas durante dos años. Al contrario, ese monto en campos maduros genera no menos de 1.000 puestos de trabajo. Y allí se necesita eficiencia y manejo detallado de los costos.

Cada cinco o seis años, las grandes petroleras de todo el mundo realizan rebalanceos donde priorizan, por ejemplo, proyectos de 30.000 barriles diarios y ponen a la venta aquellos de 5.000 que ya no les resultan relevantes. Creemos que este fenómeno también se difundirá en la Argentina.

¿Cuántos campos como Cerro Bandera podría haber en la Argentina?

DGD: Si se define un yacimiento maduro como aquel que produce diariamente menos de 2.000 barriles o 10.000 m3, con un corte de agua superior al 90% y una productividad por pozo del orden dicho, la estadística concluye que el 80% de los 470 campos del país son marginales.

De todos modos, es necesario analizar caso por caso. Por ejemplo, uno puede ser marginal en producción oil pero tener potencial en shale, mientras que otro es secundario para petróleo pero tiene gas. Por ende, aunque en la realidad no existen esos 300 yacimientos marginales que arroja la estadística, seguramente hay alrededor de 100. (...)

Fuente: Econojournal

1788 lecturas | Ver más notas de la sección Ultimo momento


NOTICIAS MÁS LEÍDAS de Ultimo momento