Eleodoro Mayorga / Reactivando el upstream (4 de 7)
ASPECTOS ESPECIFICOS A CADA REGION PETROLERA
LA CUENCA TALARA
42- Bajo estas premisas, en primer lugar, nos hemos concentrado en la cuenca Talara y en la mejor manera de lograr que continúe su explotación. Esta centenaria cuenca podría producir no solo los 20 mil barriles por día (MB/D) que hoy produce sino de ser bien explotada podría llegar a 40 MB/D y tener una vida productiva económica por dos o tres décadas más.
43- El grupo considera que la perspectiva de precios del petróleo continuara - al menos en el mediano plazo - a niveles bajos (entre 30 y 50 USD/Barril). La cuenca Talara a pesar de tener dificultades geológicas importantes (i.e. yacimientos muy fallados) tiene algunas ventajas puesto que produce un crudo de buena calidad, muy cerca de una nueva refinería que casi no pagará costos de transporte, y cuenta in situ con una buena cantidad de trabajadores que conocen la industria.
44- El grupo considera también que no conviene seguir con una división de la cuenca Talara en mini-lotes; ya que estos terminan siendo explotados por empresas que no invierten lo suficiente, no incorporan las tecnologías requeridas y solo se dedican a extraer con el mínimo gasto las reservas remanentes.
45- La cuenca – tanto onshore como offshore - debería ser subdividida en dos o tres grandes áreas de producción cuya dimensión permita tener explotaciones en donde puedan llevarse a cabo proyectos que incorporen nuevas tecnologías; entre otros proyectos de:
a. Retratamiento de la información geofísica disponible y desarrollo de proyectos geofísicos incluyendo sísmica de última generación o alguna tecnología moderna que permita conocer los horizontes profundos de la Cuenca, que la sísmica tradicional no ha podido analizar.
b. De perforación in-Field, con la suficiente flexibilidad para ir revisándolos con la información que se obtenga de los pozos perforados existentes y los recién perforados, en programas que incluyan en lo posible pozos horizontales
c. De recuperación asistida
46- La subdivisión de la cuenca en lotes de mayor tamaño, que permitan una explotación de escala comercial suficiente, requiere de un trabajo técnico hecho por geólogos e ingenieros de petróleo que conocen el área. En todo caso este trabajo deberá partir por consideraciones geográficas y de cercanía y acceso logístico. Una primera idea para la explotación “en tierra” es comenzar por separar los campos que pertenecieron a la IPC, los que pertenecieron a la compañía Lobitos y los que pertenecieron a la EPF.Y luego ver en qué medida es posible agregar las extensiones que han tenido lugar y de igual modo marcar las zonas que ya han sido abandonadas. El gráfico adjunto muestra un punto de partida para proceder a la delimitación de estos mega-bloques a proponer para una futura ronda de contratación.
47- Las áreas de offshore deberán ser objeto de un trabajo similar de separación -unificación de lotes en explotaciones de escala comercial, e identificación de pasivos remanentes debe hacerse para el offshore. Una propuesta es que las operaciones actuales de Savia (Z2B) o hasta hace poco activas de BPZ podrían ser hecha por una sola compañía. Para este trabajo hay que tener en cuenta que el costo de operación Offshore definitivamente es más caro que onshore. Así mismo el abandono de pozos y plataformas, las cuales habría que removerlas después del abandono de los pozos. La reactivación offshore debería tener una retribución acorde, de seguro un “plus” en comparación a lo que es onshore dada la operación más cara. El “plus” podría ser una rebaja en regalías o un incentivo económico por incrementos de producción.
48- La revisión del potencial de la cuenca Talara debe acordar una mayor atención a la utilización de los recursos de gas natural, seda este asociado o no -asociado a la producción de petróleo. En particular en el offshore disponemos de recursos potenciales de gas importantes como en el Lote Z-1 (el play Máncora), Lote Z-38 (Formación Zorritos), Lote III (Área B), Lote Z-2B (Área Sur), Lote Z-6, Cuenca Lancones (incluyendo el gas no-convencional de la formación Muerto). Por el lado de la demanda existe tanto el mercado interno como la posibilidad de exportar gas al Ecuador y sustituir el gas del campo Amistad 9 (el campo offshore de gas del Ecuador más cercano a nuestra frontera) campo bastante depletado a la fecha.
49- Las empresas que asuman estas dos o tres áreas bajo nuevos contratos podrán desarrollar explotaciones de una escala conveniente y podrán también – incluyendo a Petroperú que opera la Refinería - unificar ciertos servicios, a la interior de una (o varias) empresa(s) que a dedicación exclusiva se ocupe de los aspectos de seguridad y de manejo comunitario u otros aspectos logísticos