La actividad en Vaca Muerta viene en crecimiento con limitantes más asociados a lo macroeconómico, mientras que en el Golfo San Jorge el desafío está en sostener la producción que sigue siendo clave para la matriz energética actual.
El boom de Vaca Muerta pareciera haber opacado al petróleo convencional, en su mayoría en los yacimientos con varias décadas de explotación. Sin embargo, el crudo de los yacimientos maduros sigue teniendo un rol fundamental en los indicadores de producción y reservas por empresas, más allá de que la roca shale está consolidando un espacio incuestionable.
Un gráfico de la consultora Oil Production, que dirige el ingeniero Marcelo Hirtchfeldt, muestra claramente las características de ambos tipos de producción. El shale oil de Neuquén crece, motorizado por las inversiones y la curva de aprendizaje de los últimos diez años; y el convencional va en declino, por sus condiciones naturales pero también recibió un duro golpe en 2020 con la cuarentena total. La producción en la Argentina en agosto último fue de 630.536 barriles por día, de los cuales 49% vinieron de la actividad no convencional y el 51% del convencional.
«El convencional del Golfo San Jorge tiene el desafío de mantener la producción y se está descuidando en función de Vaca Muerta está ganando todas las miradas», apuntó Hirtchfeldt ante la consulta de Mejor Energía. «La barrera que tiene el No Convencional es técnica y económico-financiera: la restricción respecto a la importación y ciertos cuellos de botella, pero el potencial está y las reservas están; y mayor o menor crecimiento es una cuestión de que las empreas tengan los recursos tecnológicos, que puedan importar los repuestos y ciertas condiciones», detalló.
¿Cuál es el desafío del petróleo convencional en cuencas como la del Golfo San Jorge? Hirtchfeldt analizó para Mejor Energía: «Además de mantener la actividad de perforación y terminación, también bajar la relación agua-petróleo, que quiere decir seguir trabajando en los proyectos de inyección de polímeros, aunque no todos los yacimientos por su profundidad y temperatura son aptos, pero es importante revertir esa curva».
¿Sigue siendo relevante el convencional? Siguiendo los datos públicos de la Secretaría de Energía de la Nación, la mayor productora de petróleo del país es YPF, que en agosto acaparaba el 47% del mercado del crudo, y tiene una producción total de 306.500 barriles por día, de los cuales se reparten un 43% petróleo convencional y un 57% no convencional, principalmente shale de Vaca Muerta (sólo Loma Campana aporta 73 mil barriles por día) y otros proyectos de tight oil en la cuenca neuquina.
El 18% del mercado está en manos de Pan American Energy, que opera el yacimiento de crudo convencional más improtante del país: Cerro Dragón. El gigante ubicado en Chubut contribuye a que el 82% de los más de 100 mil barriles de PAE en el país sean convencionales (de hecho, su refinería en Campana procesa casi exclusicamente crudo Escalante). A su vez, PAE tiene un pie firme en Vaca Muerta, con proyectos como Lindero Atravesado, divesificándose al conshale oil con más de 17.500 barriles por día.
La aparición del no convencional revirtió el declino natural de la producción y la desinversión en exploración, en petróleo y en gas, que venía de antes de la nacionalización de YPF. Tal como muestra el siguiente gráfico presentado por YPF ante los inversores en septiembre del año pasado, el shale compensó los años de caída y ahora la industria y las provincias, en particular Neuquén, apuntan a superar el historico de 847 mil barriles por día (de 1998) y llegar al millón antes de 2030
Las siguientes productoras de petróleo tienen un crecimiento destacado en Vaca Muerta: Vista, Pluspetrol, Shell y Tecpetrol. Está última más enfocada en el shale gas con Fortín de Piedra, que apunta al shale oil en Vaca Muerta y que tiene una larga tradición en el convencional con El Tordillo en Chubut. Vista y Shell se han convertido en productoras casi 100% shale, de hecho la primera cedió activos convencionales para concentrarse en los no convencionales. En tanto, Pluspetrol está apuntando sus cañones a la infraestructura para su principal proyecto en Vaca Muerta, La Calera.
Una de las claves para reimpulsar la actividad en los yacimientos maduros es la recuperación secundaria. En la cuenca del Golfo San Jorge, donde la base de pozos con secundaria es muy amplia, existe todo un sistema de pozos inyectores y plantas deshidratadoras para reutilizar el agua de formación, separar el crudo y el gas y aprovechar la infraestructura con objetivos de eficiencia. Esa ha sido la curva de aprendizaje en los bloques productores de la Patagonia central.
En los últimos años, la secundaria fue complementada con la «terciaria» o recuperación mejorada de petróleo (EOR, por sus siglas en inglés). Los métodos utilizados en el Golfo San Jorge es el de los polímeros, que tiene éxito en yacimientos cerca de los 100 años como Manantiales Behr, de YPF, o Diadema, de CAPSA-Capex. La proveedora de servicios AESA está desarrollando plantas de polímeros 100% nacionales para reducir costos de importación y logística.
El convencional todavía pueda dar batalla en un escenario donde las luces están puestas en el shale como un gran proyecto argentino, pero el país requiere energía abundante y económicamente viable, y ese recurso es el petróleo siendo en el Golfo San Jorge de donde sale el 36% del crudo y que guarda el 81,4% de las reservas convencionales: más de 1200 millones de barriles, de acuerdo al estudio de Oil Production.
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