¿Cómo escaló el shale oil de Neuquén?

El petróleo no convencional de Neuquén está cada vez más consolidado, y hay tres áreas clave de YPF que le aportan el 44% de la producción de shale oil en la provincia. Es la ya conocida de los yacimientos de trinidad de Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica, que en 2021 han dado muestras de generar un alto rendimiento y el aporte a la producción nacional.

En términos generales, en enero pasado el salto que dio el shale en Neuquén en los desarrollos llevó al crudo no convencional a participar con el 86% (son 217.612 barriles por día) del total del petróleo que se extrae en toda la provincia. Años atrás, en 2019, se producía en partes iguales el petróleo proveniente del fracking como de los campos maduros.

Sólo basta decir que en estas tres áreas en enero se sacaron 96.680 barriles de petróleo por día (bpd) con un salto de un 49% más que el mismo mes del año anterior, cuando se extrajeron 61.213 bpd. En diciembre pasado, con dos pozos perforados con una buena performance, a este póker productivo de Vaca Muerta se sumó el yacimiento Aguda del Chañar, con 2.266 barriles de crudo por día. Es un área que promete buenos resultados en poco tiempo.

La curva ascendente en la producción sin dudas la tuvo el yacimiento insignia de Vaca muerta que es Loma Campana, con que produjo un 51% más de petróleo en enero que el mismo mes de 2021. Pasó de 40.560 bpd a 61.213 barriles con un salto exponencial. Ya en mayo del año pasado se sacaban 50.370 barriles de esa área, como una signo del camino ascendente que siguió en 2021.

La historia de la buena performance del yacimiento estrella se dio de bruces durante la cuarentena más estricta de la pandemia y la crisis internacional del crudo, con el desplome de los precios globales del crudo- incluso con un WTI en Estados Unidos en valores negativos-. En abril de ese año la producción tuvo su primer bache con 31.686 barriles por día y en mayo el escenario fue peor con 28.218 bpd. Luego vinieron las autorizaciones para exportar y el plan B de Vaca Muerta hasta recuperar la actividad con la suba del precio de los combustibles y la demanda.

Tal como lo informó +e en el call de inversiones de YPF para 2022 está en carpeta conectar unos 100 pozos shale más y alrededor de u$s 860 sólo en el poker de áreas de la denominada “zona caliente” de Vaca Muerta, con las cuatro áreas clave.

El desarrollo del crudo no convencional puso a Neuquén en el podio de la producción que llevó a un evento histórico: en agosto de 2019 desplazó a Chubut del primer lugar en la extracción petrolera. De acuerdo a las estadísticas de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la provincia, en enero pasado el 45% del petróleo del país se extrajo de la cuenca neuquina y buena parte es shale oil.

La migración al shale es tan notoria en Neuquén que de los 27 pozos que están en desarrollo en enero de este año, 24 son shale y los 3 restantes convencionales. En 2021 de los 276 pozos perforados, 259 son de shale y 17 convencionales.

En tanto que en enero pasado la provincia de Neuquén tocó el récord de perforadores, con 33 en toda la cuenca. Eso explica un poco que el nivel de actividad es alto, más allá del contexto económico y el clima de inversiones -de cierta inestabilidad- por las variables macroeconómicas y sin una reforma de la Ley de Promoción de inversiones Hidrocarburíferas, que quedó empantanada en la discusión política.

En tanto que la producción petrolera a nivel país en enero fue de 570 mil barriles diarios de petróleo, superando los 559 mil de diciembre. La cifra alcanzó el mayor número desde diciembre del 2011.

En tanto que en el segmento del petróleo no convencional volvió a romper el récord histórico: fueron 224 mil barriles por día de shale oil, el crudo de Vaca Muerta, los producidos en el primer mes del año. Es decir, el 39,3% del petróleo del país es no convencional.

Así las cosas, la carrera petrolera que tiene la provincia de Neuquén está circunscripta en el avance de las cifras del shale, donde se espera que en poco tiempo más la producción sea casi del 100%.

> Década. Una gran curva de aprendizaje

1. La escalada del shale oil comenzó en enero e 2018 luego de años de aprendizaje en Vaca Muerta. Los pozos con ramas horizontales permitieron bajar los costos de producción y aumentar la producción inicial de los pozos. Fue toda una revolución de la mano de YPF como motor de desarrollo.
2. La pandemia generó un parate temporal en Vaca Muerta y se tuvo que improvisar a mediados de 2020 un Plan B, centrado en los permiso de exportación debido a la poca de manda de combustible. Se vivieron meses de incertidumbre y crisis no sólo en el empleo petrolero sino en las cadenas de pago de todas las empresas.
3. En 2021 se retomó la carrera en Vaca Muerta con una producción ascendente, más allá de las inversiones. Recientemente la guerra entre Rusia y Ucrania disparó el precio internacional del crudo a más de 100 dólares sin embargo por ahora no se puede tomar como una referencia estable ese precio y hacer un análisis de las inversiones.