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El petróleo convencional la tiene más difícil en Neuquén

Pierde presencia ante el shale, cuya curva de aprendizaje le permite lidiar con tecnología más eficiente y mejores costos.

No es un secreto que la perforación horizontal, el fracking y la tecnología aplicada en Vaca Muerta permitió un salto en la producción de petróleo y que el shale oil gana cada vez más espacio en la curva de producción. Incluso en plena pandemia, con la actividad deprimida, fue la roca shale de la Cuenca Neuquina la que permitió que la producción no se desplome.

El petróleo convencional requiere de otras condiciones de precio para que su explotación sea rentable, por lo que un Brent por debajo a 45 dólares no termina de ser redituable para las compañías operadoras. Además, la madurez de los yacimientos hace que con el correr del tiempo tengan menor producción, es así que los inversores aprovechan la infraestructura disponible para apuntar al shale.

De acuerdo a un informe de Ecolatina, al que accedió +e, la producción de petróleo total en la Argentina fue de 472 mil barriles por día en agosto último. De ese volumen de producción, 348 barriles diarios fueron convencionales en el octavo mes del fatídico año atravesado por el COVID-19 y llegaron a 124 mil los barriles de shale oil de Vaca Muerta en una tendencia creciente que desplaza al convencional(ver gráfico).

Esta tendencia viene creciendo. Incluso el 75% del petróleo que produjo la provincia del Neuquén en agosto último fue extraído de la roca shale. La producción de Vaca Muerta de petróleo no convencional fue de 119.935 barriles por día en el mes de agosto sobre el total de 159.773 barriles, de acuerdo a un informe del Ministerio de Energía y Recursos naturales de Neuquén.

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Además, hay operadoras que están reconvirtiendo áreas convencionales. En el auge de Vaca Muerta, antes del freno de agosto del año pasado y el congelamiento de la actividad ante el nuevo coronavirus, hubo una fuerte migración hacia pozos horizontales, que resultan más eficientes y pueden aportar mucha producción en poco tiempo. Además de la expansión de la frontera de la formación no convencional hacia el sur y hacia el norte.

Loma La Lata, el histórico bloque gasífero de la petrolera estatal YPF, es un ejemplo. En tiempos prepandemia, la compañía realizó allí una serie de perforaciones para indagar el potencial de shale oil -incluso el accidente en el LLL-x2 era parte de esas investigación. Y El Trapial de Chevron es el gran ejemplo en el norte neuquino, que hubiera implicado una mayor actividad para Rincón de los Sauces.

Si bien durante la crisis de la demanda por el coronavirus la producción se redujo, en la Cuenca del Golfo San Jorge pudo sostenerse debido a que sus campos requieren inyección de agua o polímeros, por lo que la reactivación es más compleja que la no convencional -incluso se pueden operar de manera remota-. De hecho, en julio y agosto del año pasado, Neuquén se convirtió, gracias al shale, en la provincia con más producción de crudo.

El de los costos operativos es otro de los temas que las operadoras tienen presente. La famosa "curva de aprendizaje" no es otra que la posibilidad de incorporar tecnología más eficiente y conocer más las áreas, además sostener la producción abaratando costos. Uno de ellos es el de la arena de fractura, un agente sostén que llegó a demandarse de China hasta que la producción nacional fue posible y así sostener el fracking en Vaca Muerta.

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