En junio la formación shale tuvo un salto en su producción y marcó nuevos récords en ambos hidrocarburos. La mayor generación de gas potenciada por el plan de incentivos, impactó positivamente en la extracción de petróleo.
Los registros oficiales de producción de Vaca Muerta de junio dejaron dos datos más que alentadores. Por un lado tanto la producción de gas como la de petróleo marcaron nuevos récords históricos. Pero por el otro lado se asistió a un fenómeno que encierra un gran potencial que es que buena parte de los nuevos barriles de crudo se extrajeron asociados a la nueva producción de gas.
Esta situación se conoce como producción asociada, que es en síntesis cuando una empresa perfora y conecta un pozo para extraer un hidrocarburo pero por las características de la formación de destino obtiene ambos, gas y petróleo a la vez.
Según los registros oficiales de la secretaría de Energía de la Nación, durante junio se produjo en Neuquén un promedio diario de 193.505 barriles de petróleo.
Este valor marca un salto del 21,22% con respecto al mismo mes del año pasado, pero además es el volumen más alto en 16 años.
De este total de producción, la mayor parte correspondió al crudo de Vaca Muerta, el shale oil, que por primera vez en los once años de desarrollo, superó la barrera de los 150.000 barriles por día.
En mayo, un mes antes, la provincia había generado 189.199 barriles por día, es decir que el alza fue de unos 4300 barriles diarios que provinieron en gran medida del crudo asociado a los desarrollos de gas.
El segmento del gas fue el que tuvo el mayor despegue en el último tiempo de la mano del impulso del Plan Gas Ar, el programa de subsidios a la producción con el que el gobierno buscaba frenar el declino en la producción, una meta que ya se cumplió.
Entre mayo y junio el salto en la producción de gas natural en Neuquén fue notorio, y alcanzó el 8,7%, al pasar de una generación de 68,67 millones de metros cúbicos por día a los 74,65 millones de metros cúbicos que se extrajeron a diario el mes pasado.
De ese total, la cuota mayoritaria correspondió también al gas de Vaca Muerta, que alcanzó por primera vez en junio los 38 millones de metros cúbicos por día.
De buena parte de este salto en la producción de gas es de donde surgieron los nuevos barriles de petróleo que permitieron además compensar el declino de la producción, tanto convencional como de los pozos más viejos del no convencional.
Desarrollos como Fortín de Piedra de Tecpetrol y La Calera de Pluspetrol, son áreas orientadas a la producción de gas natural que tuvieron una fuerte reactivación de la mano del plan de incentivos, pero que también lideraron la mayor producción de petróleo de junio.
Área por área
En el caso del yacimiento estrella de la firma del Grupo Techint, el bloque pasó de producir 11,38 millones de metros cúbicos por día de gas en mayo a 13,78 en junio. Y junto con esa mayor producción de gas la firma tuvo un crecimiento del 61% en su producción de petróleo que sumó 1.759 barriles por día en un mes, al pasar de 2.875 a 4.634 en junio.
En La Calera, el bloque operado por Pluspetrol con YPF como socio en partes iguales, el incremento en la producción de gas fue de un millón de metros cúbicos, al pasar de 2,37 a 3,35 millones de metros cúbicos por día, pero tuvo un gran plus en el petróleo asociado.
Es que el bloque tuvo un crecimiento del 36% en la generación de petróleo que pasó de 4.223 barriles en mayo a 5.755 en junio.
En números
- 150.000
- barriles por día generaron los diversos yacimientos que perforan Vaca Muerta durante el mes pasado.
Claro está que no todo el crecimiento en la producción de petróleo se dio gracias a la generación asociada, ya que firmas como Shell y Pan American Energy (PAE) también tuvieron un marcado incremento en el último mes.
En el caso de la angloholandesa, la firma viene desde hace tiempo pisando el acelerador en su tríada de bloques que funcionan en conjunto: Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Coirón Amargo Sur Oeste (CASO).
Pero tuvo en Cruz de Lorena la evolución más destacada. Ese bloque tuvo un salto en la generación del 83%, al pasar de producir en mayo 5.258 barriles por día a los 9.624 que registró en junio. Haciendo así que se hayan sumado 4.366 barriles diarios al bloque, que compensaron un leve declino en otras áreas de la firma.
Para la firma de la familia Bulgheroni la gran novedad vino de un bloque archiconocido: Lindero Atravesado. En esta área que está en actividad desde los años setenta, PAE inició en 2017 un piloto para reconvertir nuevamente su producción, que por entonces estaba centrada en el tight gas.
Los pozos con destino al petróleo de Vaca Muerta fueron dando buenos resultados, en especial en el sector de El Chañar y le permitieron a la operadora sumar el mes pasado 1.558 barriles de petróleo por día, para alcanzar un total diario de 4,302 barriles y 1,5 millones de metros cúbicos de gas natural.
La visión del gobierno
Para el ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, Alejandro Monteiro, el impulso del crudo asociado a la producción de gas “se observa principalmente en el caso de La Calera y Fortín de Piedra”.
Pero advirtió que en función de las proyecciones de producción y los planes de desarrollos presentados por las empresas “algo más debería crecer con la producción de julio y agosto que básicamente van a ser los picos de producción de gas del invierno. Con lo cual tanto en julio como en agosto tendríamos un poco más de producción de líquidos asociados al gas y después por la caída en la demanda estacional de gas estimamos que debería reducirse un poco”.
Monteiro destacó que “no son volúmenes que reemplacen a los campos de petróleo pero son volúmenes interesantes que acompañan y sirven para mantener el crecimiento en estos últimos meses”.
El potencial del petróleo asociado al gas, que según varios especialistas podría llegar a representar el 15% de la producción de petróleo de Vaca Muerta, depende de dos factores. Por un lado las particularidades de la ventana del gas líquido, que es la zona en donde se puede extraer gas junto con petróleo pero que es restringida dentro de la amplia superficie de Vaca Muerta.
El segundo factor que marcará el ritmo que puedan tener estos barriles asociados al gas es precisamente el nivel de producción de gas natural. “Para tener una mayor producción de líquidos asociados deberíamos tener una demanda más sostenida de gas. En la medida en que no la tengamos y la oferta esté atomizada, si bien la producción que proviene de los campos que tienen líquidos asociados tiene números muy buenos, hoy todavía estamos lejos de que pueda llegar a representar un 15% de la producción, porque también hay mucho foco en el petróleo porque el precio colabora para que haya bastante actividad en el petróleo”, indicó Monteiro.
Y enfatizó que “la expectativa es, precisamente, que cuando pase esta demanda fuerte del gas de invierno haya más foco en petróleo y el incremento entonces estará más dado por los proyectos en petróleo puro que por los del asociado”.
Fuente: Rio negro