Los DUC, la herramienta oculta del Plan Gas 4

Con la reglamentación del decreto 892/20 el Gobierno Nacional terminó de publicar el andamiaje tecnico y legal para la “subasta” de gas natural. El plan intenta compensar la declinación gasífera llegando el próximo año a los niveles de producción de 2019.

Desde las oficinas de Rivadavia 50, alcanzar el próximo año los niveles de producción gasífera prepandemia sería un éxito, que pasaría a mostrarse como uno de los logros dentro de la estrategia electoral. Para ello, el equipo del Secretario de Energía de Nación, Darío Martínez, está abocado en estos días a vehiculizar todas las consultas de las operadoras.

El principal tema es obtener de las empresas privadas el compromiso de reactivar y/o terminar los pozos que faltan de la campaña 2019. Es decir, el objetivo es finalizar la mayoría de los pozos DUC en el primer trimestre, generando una mayor actividad en los campos e importantes resultados en el corto plazo y a menor costo.

Según distintas informaciones, YPF tendría 80 pozos perforados y no terminados de los cuales el 12% correspondería a gas seco y un 15% de condensado. Es decir que, un poco más del 20% de la producción de los pozos DUC perteneciente a la mayor operadora de la cuenca estarían garantizando un importante volumen para el próximo trimestre.

Para los especialistas en el tema, el aporte de la empresa estatal sería insuficiente y el Gobierno Nacional necesitaría el acompañamiento del sector privado para alcanzar la meta. De acuerdo con las estimaciones, un pozo gasífero produce entre 250.000 y 300.000 m3/d; es decir que 20 pozos DUC aportarían aproximadamente 6 millones de m3/d durante el primer año.

Cuando los técnicos explicaron que la nueva normativa solo apunta a “compensar” y no a incentivar, lo que se infirió es que la administración de Alberto Fernández puso a las compañías gasíferas el incentivo en la producción de los DUC y no en el desarrollo de los campos.

En general, la industria conoce que tanto la producción no convencional de petróleo como la de gas comienza con muy buenos caudales observando una importante declinación en los primeros tres años.

Este comportamiento que tienen los pozos no convencionales se debe principalmente a la red de microfracturas que se generan alrededor del pozo. Es decir, se arma una red de mayor permeabilidad que se conoce como SRV (Stimulated Reservoir Volume) o volumen de roca estimulado.

La pionera en aplicar este método en Argentina fue la Total Austral con una experiencia en el Yacimiento Aguada Pichana Este (APE).  Según se detalla en los informes del Simposio de Recursos No Convencionales del 10º Congreso del IAPG, el método es clave para maximizar la productividad del pozo.

En este sentido, simular la productividad de los pozos DUC de la campaña 2019 significa conocer cuanto volumen de roca estimulada contribuirá a frenar la declinación gasífera y por consiguiente, cuanto éxito tendrá al PG4.

Esta hipótesis, para los técnicos, no es tan lineal como se enuncia. La productividad también está asociada a lo largo de los pozos y la cantidad de fracturas que se realicen.

“Los caudales iniciales varían mucho; no es lo mismo un pozo de 1500 metros con 16 etapas de fracturas que un pozo con 2500 o 3000 metros con 25 o 30 etapas de fractura. Esta condición posibilita tener una diferencia del 30 o 40% sobre la productividad” explicó un reconocido geólogo de la industria.

En el caso del petróleo, un pozo puede iniciar con 100 m3/d y a partir del tercer año registrar una producción de 10 m3/d; mientras que los pozos gasíferos se arrancan entre 200.000 y 400.000 m3/d y llegar a estabilizase en 20.000 m3/d a partir del tercer año.

Las variables para tener en cuenta son muchas, y al parecer el nuevo plan solo centra la necesidad en compensar la declinación e incrementar la producción para sustituir la importación gasífera. Los especialistas estiman que aún hay muchas cuestiones por resolver para pensar en un plan de largo plazo "…en estos temas la macroeconomía mete la cola y nadie sabe a ciencia cierta qué pasará con el dólar y el riesgo país” confesó un importante asesor de empresas petroleras que mira con detenimiento el primer semestre del 2021.

De igual manera, un escenario para el primer año de 10 millones de m3/d de gas natural donde YPF podría aportar el 50% es una estimación conservadora que, con el aporte de la producción privada, garantizaría el éxito del plan de corto plazo.