El costo de sostener cuencas maduras: petróleo en baja, gas plano y un bolsillo formoseño con 27,5 m3 de agua por cada m3 de crudo
En marzo de 2026, los campos El Chivil, Palmar Largo y Surubí en el Noroeste formoseño produjeron 2.223,5 m3 de petróleo y 61.133,84 m3 de agua, con una relación de 27,5 m3 de agua por m3 de crudo. Este alto ratio refleja el aumento de costos en cuencas maduras, donde el manejo del agua afecta la rentabilidad y requiere gestión eficiente.
La foto más reciente del Noroeste formoseño no parece una historia de volumen. Parece una historia de costo. En marzo de 2026, los campos El Chivil, Palmar Largo y Surubí sumaron 2.223,5 m3 de petróleo primario y 61.133,84 m3 de agua producida, según el recurso de áreas de Datos Energía. La relación es brutal: 27,5 m3 de agua por cada m3 de crudo.
Ese ratio importa más que el número bruto. Cuando el agua domina la corriente del pozo, el costo de lifting, tratamiento, transporte y disposición deja de ser una variable secundaria. En un activo maduro, cada metro cubico adicional de petróleo viene acompañado por una carga operativa que no se ve en el barril, pero sí en la cuenta. El dato no prueba cash cost unitario. Sí marca fricción física.
El detalle por campo refuerza la concentración. Palmar Largo aportó 1.488,46 m3 de petróleo primario y 39.391,1 m3 de agua. Surubí sumó 582,14 m3 y 16.720,44 m3 de agua. El Chivil quedó tercero, con 152,9 m3 de petróleo y 5.022,3 m3 de agua. Tres campos. Un solo bolsón productivo. Y una estructura donde el agua pesa mucho más que el crudo.
La serie nacional SESCO ayuda a poner esto en contexto. Entre enero de 2009 y julio de 2018, el petróleo total pasó de 3.035.662,573 m3 a 2.380.107,26 m3, una caída de 21,6%. El gas total, en cambio, subió apenas 0,69% en el mismo tramo. La señal es conocida: las cuencas maduras no desaparecen, pero su economía se vuelve más exigente.
La lectura financiera es simple. En estos bolsillos, la pregunta no es solo cuántos metros cubicos salen. Es cuánta agua hay que mover para sacar cada metro cubico útil. Ahí se destruye o se preserva valor. La próxima señal a vigilar es si el ratio agua/petróleo de marzo se repite en abril o si el mix cambia por campo.
Ese ratio importa más que el número bruto. Cuando el agua domina la corriente del pozo, el costo de lifting, tratamiento, transporte y disposición deja de ser una variable secundaria. En un activo maduro, cada metro cubico adicional de petróleo viene acompañado por una carga operativa que no se ve en el barril, pero sí en la cuenta. El dato no prueba cash cost unitario. Sí marca fricción física.
El detalle por campo refuerza la concentración. Palmar Largo aportó 1.488,46 m3 de petróleo primario y 39.391,1 m3 de agua. Surubí sumó 582,14 m3 y 16.720,44 m3 de agua. El Chivil quedó tercero, con 152,9 m3 de petróleo y 5.022,3 m3 de agua. Tres campos. Un solo bolsón productivo. Y una estructura donde el agua pesa mucho más que el crudo.
La serie nacional SESCO ayuda a poner esto en contexto. Entre enero de 2009 y julio de 2018, el petróleo total pasó de 3.035.662,573 m3 a 2.380.107,26 m3, una caída de 21,6%. El gas total, en cambio, subió apenas 0,69% en el mismo tramo. La señal es conocida: las cuencas maduras no desaparecen, pero su economía se vuelve más exigente.
La lectura financiera es simple. En estos bolsillos, la pregunta no es solo cuántos metros cubicos salen. Es cuánta agua hay que mover para sacar cada metro cubico útil. Ahí se destruye o se preserva valor. La próxima señal a vigilar es si el ratio agua/petróleo de marzo se repite en abril o si el mix cambia por campo.
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Analizo energía desde la disciplina del capital, los costos y la creación de valor. Me apoyo en ratios, spreads, contratos y comparaciones financieras para mostrar qué decisiones destruyen rentabilidad y cuáles fortalecen la posición económica de un proyecto.
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