Ese extenso informe presenta un análisis detallado sobre la severa caída en la producción de petróleo de YPF en las 10 concesiones de la Zona Norte de Santa Cruz (Proyecto Andes) durante enero y febrero de 2025, atribuyéndola a problemas operativos y de gestión y no al agotamiento del recurso.
El informe destaca que la caída en la producción era mucho mayor que en años anteriores debido, principalmente, a la reducción del tiempo de extracción efectiva (TEF) y a las fallas en la recuperación secundaria.
Para entender mejor los conceptos que el Ingeniero Zurita expresa allí, segmentamos los mismos, que podríamos referir de la siguiente manera:
1. Caída de la Producción y Pozos Activos
La producción de petróleo (siempre hablando de los meses de enero y febrero/2025) registró una fuerte disminución que superó las caídas históricas, a pesar de que la diferencia de días entre enero (31 días) y febrero (28 días) ya suele impactar la producción final
El balance operativo es negativo: si bien se incorporaron 21 pozos nuevos en febrero, se sacaron 104 pozos de la producción en ese mismo mes.
2. El Problema Central: Tiempo de Producción Efectiva (TEF)
El autor del paper (Ing Luis Zurita) enfatiza en el informe elevado al Ministro Álvarez, que la causa de la caída, es la reducción del tiempo efectivo de extracción (TEF) y no el agotamiento de los pozos. La producción se baja al cortar líneas eléctricas, sin que el pozo haya salido de producción formalmente, indica. El TEF, según el informe, cayó en 14.289 días en febrero/25 respecto a enero/25.
Impacto en Regalías
En este item Zurita concluye que esta gestión deficiente conlleva a una pérdida proyectada del 13% de las regalías que se liquidarían en mayo de 2025.
Asimismo previno como desenlace que el 56% de los pozos que produjeron menos perdieron un 56% menos de tiempo efectivo con respecto al mes anterior, lo que demuestra la existencia de un problema en el control de los tiempos de extracción.
3. Falla Crítica en Recuperación Secundaria
Establece el informe que tuvo en sus manos el gobierno a principio de 2025, que la producción en Santa Cruz Norte depende en gran medida de la recuperación secundaria (inyección de agua).
Caída de Inyección: La cantidad de agua inyectada en febrero de 2025 fue de 2.381.180 m 3, lo que representa una caída de 276.000 m 3 respecto a enero de 2025.
Inyectores Parados: YPF mantenía (al momento del informe) 157 pozos inyectores parados transitoriamente, lo que equivale al 14% del total de sus 1.111 pozos inyectores. La falta de inyección afecta directamente la producción secundaria.
Inversión: El informe señala que del acuerdo de inversión 2021-2027 (1.576 millones de dólares), solo restarían invertir 30 millones de dólares y la inversión en secundaria requiere también productos químicos costosos (tenso activos, antioxidantes, etc.).
Resumen del resultado gráfico
El Ingeniero Zurita, no solo desgranó un detallado informe sobre lo que preveía iba a ocurrir con la producción petrolera en un informe que se hace ciertamente intrincado leer para quien no tiene los conocimientos profesionales en la materia (el Ministro Álvarez y el gobernador Vidal, debieran tenerlos) sino que adjuntó dos gráficos de gran relevancia y significación a la hora de relatar el problema, basado en datos fácticos.
Los gráficos respaldan la hipótesis que desarrolla el informe. La falta de inversión y control operativo (evidenciada por la baja en el TEF y la reducción de la inyección de agua) es la causa principal de la disminución de la producción, superando cualquier factor histórico o de calendario.
De esta manera los gráficos confirman visualmente la información presentada en el informe y la tendencia negativa:
Cuadro 1: Producciones de Petróleo a Febrero 2025
Este gráfico de series de tiempo compara la producción total y los pozos en extracción con el tiempo de extracción efectiva (TEF).
Producción Total (Línea Amarilla): Muestra claramente la caída de 170.781 m 3 en enero de 2025 a 150.263 m 3 en febrero de 2025.
Pozos en Extracción Efectiva (Línea Gris – Eje Derecho): Confirma la disminución de 4.499 a 4.416 pozos entre enero y febrero de 2025.
TEF (Línea Azul Oscura): El Tiempo de Extracción Efectiva cae abruptamente de 135.887 días a 121.598 días, reflejando la pérdida de días de producción mencionada en el texto.
Composición de la Producción: Se observa que la Producción de Recuperación Secundaria (verde) y la Producción Primaria (marrón) son las principales componentes, con una tendencia general a la baja para ambas.
Cuadro 2: Producciones de Agua y Petróleo a Febrero 2025
Este gráfico se enfoca en la relación entre la inyección de agua y la producción por recuperación secundaria.
Inyección de Agua (Línea Azul): muestra una disminución en la inyección de agua, cayendo de 2.662.510 m 3 en enero de 2025 a 2.381.180 m 3 en febrero de 2025.
Producción Secundaria (Línea Amarilla/Verde): la caída en la producción por recuperación secundaria (la curva en el eje derecho, alrededor de 100.000 m 3) sigue a la caída en la inyección de agua, corroborando la dependencia crítica entre ambos factores.
Como un grito, pero con datos
Lo que llevó a cabo el Ing Zurita fue una clara advertencia de lo que se venía para el futuro en materia de producción hidrocarburífera en la provincia, de mantenerse la misma tendencia. En uno de los párrafos del largo informe el ex de YPF escribió: Actualmente nosotros tenemos en enero 2025 en producción efectiva 4499 pozos frente a febrero con 4416 pozo o sea tenemos una caída de pozos de 83 pozos menos con respecto a enero y tenemos que diferenciar que en una producción de petróleo se tienen pozos de continuidad de un mes a otro y pozos que se sacan y pozos que se incorporan mensualmente, hay que hacer todo este balance los pozos con continuidad del mes de enero 2025 al de febrero 2025, son 4395 pozos en el mes de febrero y en el mes de enero eran 4435 o sea había 40 pozo más en producción de continuidad, se sacaron 40 pozos de continuidad .
Y en uno de sus párrafos finales advierte “Es esperar que, en la discriminación de cada concesión y en cada yacimiento se produzca una caída de la producción de secundaria también, por eso que el arrastre es muy peligroso frente a la poca inversión que tiene YPF. De acuerdo al seguimiento que estoy haciendo del acuerdo 2022 quedarían 30 millones de dólares de ese acuerdo (2021-2027) de 1576 millones de dólares”.
Es decir, sirva la aclaración de la existencia de este informe para señalar que el gobierno en todo momento estaba al tanto de las proyecciones que existían sobre la producción petrolera de zona norte. Que la haya desconocido u ocultado para sostener el mensaje político es casi lo obvio que sucedió acá, pero también puede haber ocurrido que ignoraron las advertencias y solo se sustentaron en el relato que como pasa siempre, es superado por la realidad. (Agencia OPI Santa Cruz)