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De 51 equipos de perforación que hay en la Argentina, 31 están trabajando en la Cuenca Neuquina, en buena medida con objetivo en Vaca Muerta para shale oil y shale gas. El número es todavía menor a los registrados en 2019 -que tuvo como desenlace el DNU luego de las PASO que congeló el precio interno del crudo-, pero tiene como principal aliado la baja en los costos.
Un pozo en Vaca Muerta, por caso, tiene un presupuesto de entre 9 y 10 millones de dólares, donde el componente más costoso es el fracking. En noviembre hubo un récord de etapas de fractura, con 1122 a lo largo de ese mes. Ese valor es resultado de casi diez años de curva de aprendizaje en la industria.
YPF, de acuerdo con el CEO de la compañía, Sergio Affronti, en una entrevista para la edición anterior de +e, logró reducir un 35% los tiempos de perforación y un 80% el número de etapas de fractura por set por mes, al hacer un balance del 2021 respecto del 2019.
En números
Según un informe del consultor Mariano de la Riestra, a noviembre de 2021 los equipos de perforación activos en la Argentina eran 51. Del total, 31 están en la cuenca Neuquina y 17 en la del Golfo San Jorge, zona productora compartida por las provincias de Chubut y Santa Cruz. No obstante, el grueso de los equipos los tiene el shale neuquino.
La actividad no convencional se reparte en 11 perforadores a cargo de YPF, cuatro en Pan American Energy, tres en Tecpetrol y otros siete entre Shell Argentina, TotalEnergies, Vista, Phoenix Global Resources y Capex (del grupo CAPSA).
De 16 compañías petroleras, hay tres que no tienen ningún equipo de perforación activo: ExxonMobil, Wintershall Dea y President.
La recuperación de la actividad en Vaca Muerta es uno de los datos favorables del 2021. La producción de crudo empieza a tener récord de la mano de los principales yacimientos de crudo no convencional como la “trinidad del shale” de YPF: Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur.
La mejora en la eficiencia, en la perforación y en la realización de fracturas está dando buenos resultados en los pozos de Vaca Muerta.
El shale oil significa el 37% de la producción petrolera del país. En noviembre, en la Argentina se produjeron 557 mil barriles diarios de petróleo, de acuerdo con los datos de la Secretaría de Energía de la Nación. El gran aporte vino desde Vaca Muerta, que el mes pasado alcanzó 204 mil barriles por día de shale oil.
Desde el Ministerio de Energía de Neuquén indicaron que el aumento de la producción de petróleo de noviembre se produjo principalmente por la performance de las áreas Bajada del Palo Oeste (Vista), Coirón Amargo Sur Este (Shell), Bandurria Sur (YPF) y Bajo del Choique-La Invernada (ExxonMobil).
El contexto de incremento de producción “impone presión a reducir los tiempos de perforación o de sumar equipos para abastecer el stock intermedio de pozos entre la perforación y la terminación de estos”, dice De la Riestra.
Más movimiento
El motor de la actividad de perforación en la industria hidrocarburífera de la Argentina es YPF. En enero de este año, la empresa controlada por el Estado nacional tenía 15 perforadores en todo el país y actualmente cuenta con 19 (de los cuales once están en el shale). Pan American Energy cuenta con once torres, en buena medida para sus operaciones en Chubut, donde tiene al yacimiento Cerro Dragón, y cuenta con cuatro equipos en operaciones shale.
Los últimos datos de producción en Neuquén, la provincia que alberga la mayor actividad con objetivo en Vaca Muerta, motivaron al gobierno provincial a ponerse como meta alcanzar los 400 mil barriles por día en 2023. Para esto se buscará pasar a desarrollo masivo Vaca Muerta a un porcentaje de dos dígitos en 2022 (actualmente es el 8%).
Exportaciones: el incentivo para producir más
Uno de los indicadores que comenzó a dar señales en la industria de Vaca Muerta es el envío de crudo al exterior. Ya no solamente el Medanito sino también los distintos tipos de shale oil están siendo reconocidos en el mundo.
El principal punto de salida es Puerto Rosales, en la provincia de Buenos Aires, y una de las compañías que más aprovechó esta veta de negocios es Vista. Desde junio de 2020 fueron varias las compañías de la Cuenca Neuquina que se alistaron con ofertas de crudo.
Este año, el barril de petróleo Brent llegó a cotizar 85 dólares por unidad en la bolsa de Londres, pero en la última semana, por las alertas en Europa ante la variante Ómicron del coronavirus, ese valor se redujo entre 71 y 75 dólares.
Límites al crecimiento
Los ductos de petróleo y gas son el principal obstáculo para planificar un desarrollo a mayor escala de Vaca Muerta. El llamado a licitación del gasoducto troncal podría significar un alivio y toda una señal desde el gobierno nacional a la industria, aunque su conclusión sea dentro de 18 meses como mínimo.
El atraso en las obras de Oldelval, que recientemente sufrió un desperfecto en un tramo que provocó uno de los mayores derrames de crudo de la región y el país, es motivo de preocupación dado que el objetivo es seguir en alza.
