Un trazo claro y firme sube. Se despliega zigzagueante y sigue su camino sobre el gráfico que se proyecta en la pantalla del microcine, en la gerencia de YPF en Neuquén. Trepa más, atraviesa todo el eje "x" y se pierde al otro lado del "y". La silueta no deja lugar a dudas: se trata de un crecimiento exponencial. Es la curva de gas no convencional que, en apenas unos años, promete ser el 50% de la producción total de gas de la Cuenca Neuquina.

El gas no convencional engloba tanto al shale, extraído de la híperconocida Vaca Muerta, como al tight, que proviene de otras formaciones menos conocidas, pero no por eso menos productivas. La petrolera nacional apuesta también a Lajas y Mulichinco, dos formaciones tight con cierto desarrollo, pero que reinterpretadas están dando excelentes resultados y un promisiorio futuro.

YPF opera más del 60% del gas no convencional con dos desarrollos tight y uno shale. En Rincón del Mangrullo, donde invierte junto con Petrolera Pampa del grupo Mindlin, extrae 1,9 millones de m3/día y espera poder empujar esos números hasta 2,5 millones antes de fin de año.

En Aguada Toledo-Sierra Barrosa, una continuidad de Loma la Lata, consigue 4,5 millones de m3/día y espera cerrar el año con 6,5 millones.

En El Orejano, donde junto a Dow explotan el único piloto de shale gas en la cuenca, ya consigue 700 mil m3/día. Además participa, como socia, en otros desarrollos que aportan más de 3 millones de m3/día.

El gerente de No Convencionales de YPF, Pablo Bizzotto, tiene argumentos para decir que "no todo es Vaca Muerta". O por lo menos no todo es petróleo en Vaca Muerta.

Los precios internacionales de crudo y un barril pesificado le dieron aire a los proyectos de gas que, sin embargo, para la firma ya arrastran algunos años. El mejor precio para el gas nuevo -entre 5 y 7,5 dólares- también embelleció al hidrocarburo menos preciado pero más necesitado en el país (el 53% de la matriz energética argentina depende de él).

Bizzotto habla de una "estrategia integrada" para lo que en suma es el "nuevo gas de Argentina". Son cuatro soportes que apuntalan el proyecto: La recuperación de los yacimientos maduros, como en el caso de Loma la Lata donde se redujo la declinación natural en más de 10 puntos; la apuesta al tight; el desarrollo del shale y las búsqueda de nuevas fronteras de exploración.

La ecuación que para YPF comenzaría a resolverse en 2020 surge de la suma 48% de convencional, 26% shale y 28% tight. Y la resultante sería un aumento de la producción de gas que no sólo recupera la declinación natural, sino que empuja los números por encima de lo extraído en los últimos diez años.

Sin embargo, la teoría está apoyada en una fuerte inversión de casi 900 millones de dólares (621 millones en tight y 280 millones en shale), una curva que triplica los desembolsos del cercano 2013.

Aún cuando los desarrollos no convencionales tienen cierto camino recorrido, desde YPF reconocen que los costos aún son altos. La estrategia de la compañía es volcar el know how y la infraestructura acumulada en Loma Campana para recortar la curva de aprendizaje para el gas. La clave -asegura Bizzotto- está en llevar los proyectos a escala y mejorar cada vez más los números del desarrollo.

COSTOS

Un pozo horizontal a Vaca Muerta, a 2.500 metros de profundidad, con entre 15 y 18 etapas de fractura y una extensión de 1.500 metros, cuesta poco menos de 13 millones de dólares. Uno vertical, en tanto, se ubica por debajo de los 7 millones de dólares. Para las formaciones tight como Lajas o Mulichinco, pese a que están cerca de los 4.000 metros de profundidad, los costos se reducen. El costo de un pozo -con una ingeniería idéntica a la del shale- baja a la mitad en Lajas y algo más en Mulichinco o menos.

Los resultados indican que un pozo vertical produce, en promedio, 50 mil m3/día, mientras que uno horizontal duplica esa producción.

La cercanía con Los Molles, que es la roca generadora de gas en la cuenca, y los gruesos espesores de la formación -entre 600 y 1.000 metros-, sumado a que muchas veces son reservorios multicapas y con ubicaciones similares al convencional, no solo permiten bajar costos sino que además prometen una generosa productividad. La clave -aseguran los expertos de YPF- es controlar la presión del reservorio.

APUESTAS

Para YPF hay tres realidades en marcha. Rincón del Mangrullo, Sierra Barrosa-Aguada Toledo y El Orejano. El primero de estos yacimientos representa todo lo que en el imaginario petrolero significa empezar de cero. Descubierto en 1997, recién comenzó a desarrollarse en 2013. Hoy tiene 55 pozos perforados, con destino en Mulichinco, y un prospecto trazado por tres equipos de perforación activos y otros tres de terminación.

En Sierra Barrosa-Aguada Toledo, las perforaciones de delimitación señalaron la zona sur, el Segmento 5, como la principal apuesta. De los 186 pozos proyectados por YPF para gas, sólo esta área -que explota Lajas- se llevará 93 perforaciones.

En tanto el Orejano transita por estas horas el cierre de la etapa piloto y se debe decidir su pase a desarrollo masivo. En YPF creen que el proyecto, que se desarrollo con Dow, continuará camino y que se transformará en la ventana de shale gas de Vaca Muerta. Actualmente tiene 13 pozos productivos y se espera que su producción supere el millón de m3 antes de enero de 2015.