El shale gas llegó a 32,2 millones de metros cúbicos diarios en julio
DAVID MOTTURA
Vaca Muerta tiene una gran capacidad de recuperación de su producción que puede ser aprovechada por la Argentina para la pospandemia. No es mero optimismo, sino que se confirma al ver la curva de productividad tanto de petróleo como de gas con origen en la roca shale, cuya provincia cabecera es Neuquén.
El rendimiento de un pozo tipo en la formación Vaca Muerta guarda estrecha relación con las necesidades energéticas del país: luego de un rendimiento inicial muy alto, sugie una curva descendente que es propia de las características de la produción de esquisto, pero que es sostenible en el tiempo con inversiones. Por eso es la gran apuesta, tanto para autoabastecerse de energía como para atraer dólares por inversiones y, en un futuro cercano, con las exportaciones.
Por caso, en el gas, el fuerte declino de la producción por la falta de inversiones que se impuso en estos meses de pandemia se puede revertir con los desembolsos y el despliegue de actividad justo para satisfacer las necesidades energéticas que necesitará el país en la salida de la crisis sanitaria y evitar importaciones.
La formación shale que abarca las provincias de Neuquén, Río Negro y Mendoza es una de las más prometedoras por su clase mundial, atrayendo inversiones al país de compañías internacionales de primer nivel. En enero, nada más, la noruega Equinor se asoció con Shell para comprar la mitad de Bandurria Sur, un área que opera YPF.
Con esta historia detrás, la Argentina se convirtió después de Estados Unidos y Canadá en el otro país que explota comercialmente sus recursos no convencionales.
La curva de aprendizaje es otro proceso que ha sido importante para el desarrollo de Vaca Muerta. La migración a pozos horizontales permitió hacer más eficiente la producción con menos pozos y esto llevó a adaptar la tecnología, bajando los costos de perforación.
El shale gas llegó a 32,2 millones de metros cúbicos diarios en julio, con Tecpetrol a la cabeza de la mano de Fortín de Piedra. Son los niveles prepandemia después de la caída sufrida entre marzo y mayo.
En febrero, el mes previo a la cuarentena total, la producción de shale oil llegó a 118.270 barriles por día. En abril, el peor mes de la pandemia para el petróleo, la producción cayó a 91.881 barriles por día de shale oil. El recorte más importante lo aplicó YPF, que lidera la actividad en toda la cuenca. Pero los datos de julio arrojan 116.807 barriles por día, lo que demuestra la capacidad de recuperación del sector no convencional.
Uno de los mejores pozos de Vaca Muerta está en Bandurria Sur. El LCav-20 llegó a producir 2000 barriles por día en sus primeros cuatro meses de puesta en actividad y luego declinó a una producción sostenida de 500 barriles diarios. Este caso lo analizó @Petróleo_Arg, una cuenta de Twitter que suele indagar en la profundidad de las bases de datos del Capítulo IV de la Secretaría de Energía de la Nación.
La conclusión es que si no entran pronto pozos nuevos, la baja de producción puede ser inevitable. Primero, las medidas macroeconómicas tomadas apresuradamente tras las PASO en 2019 y después el impacto del COVID-19 congelaron la subida de equipos perforadores y sets de fractura.
En Vaca Muerta está demostrado que existe mucho gas y petróleo que el país puede aprovechar, tanto para satisfacer su demanda interna como para aprovechar la veta exportadora una vez que los mercados se acomoden en la pospandemia.
“El potencial de Vaca Muerta significa uno de los mejores recursos de petróleo y gas no convencionales en el mundo”, sostuvo Sean Rooney, presidente de Shell Argentina. El representante de la compañía brindó una conferencia en el Energy Forum donde habló como geólogo: “En espesor, contenido orgánico, permeabilidad y presión, Vaca Muerta es de lo mejor que he visto en mi vida”.
“En los resultados del último año en un play de Texas para 12 diferentes operadores, se observa que la media para los primeros tres meses de vida está en el orden de los 400 boepd (63,6 m3/d), muy similares a los obtenidos en los pozos de Vaca Muerta”, escribieron Hugo Giampaoli y Alejandro Gagliano, de GiGa Consulting, en la revista Petrotecnia del IAPG de agosto de 2017.
“En EE.UU. se siguió perforando aun con precios de venta del crudo muy inferiores a los que rigen en la Argentina hasta ahora, y como hemos visto, los rendimientos de producción no son demasiado diferentes. Sin duda es necesario focalizarse en el otro parámetro de la ecuación: los costos”, remarcan más adelante en su artículo.
Vaca Muerta ya exporta petróleo y gas, solo es un botón de muestra puesto que apenas el 4% de su superficie está en explotación.
En los primeros años de la explotación del shale en la Argentina, los pozos horizontales eran de 1500 metros de longitud. Poco a poco, la tecnología fue perfeccionándose hasta llegar a una media de entre 2300 y 2500 metros. El diseño de pozo más extendido suele realizar de 27 a 30 etapas de fractura a lo largo de esa rama lateral, utilizándose con más frecuencia el método de plug and perf, aunque también se han empleado con mayor o menor éxito sistemas como las camisas deslizables, entre otros.
Antes de que la pandemia nos rodeara y alterara nuestro estilo de vida hasta que aparezca un tratamiento o, mejor aún, una vacuna, las expectativas entre los inversores eran muchas. Después del coletazo del DNU 566 que aplicó Mauricio Macri tras los resultados desfavorables en las elecciones primarias, y que luego se ratificaron en las presidenciales de octubre, muchas compañías dieron varios pasos atrás. El congelamiento del precio de la nafta y el techo al precio interno de crudo en agosto no fueron una buena idea cuando las multinacionales estaban cerrando sus presupuestos para el año siguiente. Estos cambios abruptos en las reglas de juego condicionan los desembolsos durante todo un año.
El COVID-19 dio una estocada brutal a la demanda de petróleo y combustibles.
Bandurria Sur fue la última gran inversión en Vaca Muerta, con la operación a cargo de YPF y la suma de dos gigantes como socios: Shell y Equinor. En esa área en la ventana del shale oil se esperaba un pozo con una rama horizontal de nada menos que 4200 metros de largo.
Tantos pozos horizontales llevaron a las empresas a pensar distintos métodos de trabajo para evitar el “choque”. Tecpetrol, por ejemplo, estableció una regla de 225 metros de espacio entre pozos para optimizar el desarrollo de Fortín de Piedra, el gran yacimiento de shale gas.
