Informe: los proyectos en Vaca Muerta que pueden aumentar la producción de gas

El gobierno nacional buscará revertir la desinversión que se registra en los últimos dos años en los yacimientos gasíferos y que amenaza con convertirse en un serio dolor de cabeza para las arcas estatales si el país vuelve a caer en una declinación de la producción.

Para evitar que en el invierno de 2021 haya que acudir a mayores volúmenes de importaciones de GNL, con la consecuente sangría de divisas que ello implica en un contexto de restricción externa, se implementará un nuevo plan que determine un precio estímulo a las inversiones de u$s3,50 el millón de BTU.

Ese valor -junto con el barril criollo a u$s 45- permitiría, por un lado, una moderada reactivación de la industria en los próximos meses y, por otro, impediría el desplome de la producción que se producirá si no se vuelven a perforar pozos.

Más allá de la coyuntura de la rentabilidad de los diversos proyectos, Neuquén como provincia gasífera por excelencia, cuenta con los recursos y varios yacimientos no convencionales -tanto en etapa de desarrollo como pilotos exploratorios exitosos-, con infraestructura de superficie disponible para evacuar la producción. 

Los proyectos de shale gas

Hoy Vaca Muerta y las formaciones tight presentan un diverso portfolio de proyectos con variado grado de avance. 

El más destacado es el yacimiento Fortín de Piedra, operado por Tecpetrol, que revolucionó el mercado del gas y que llegó a inyectar hasta 17,5 millones de m3. El desarrollo del área se frenó tras las diferencias con el gobierno de Mauricio Macri por el pago de los subsidios de la Resolución 46 y las restricciones de de demanda mercado local en los meses más calurosos del año, pero tiene todas las condiciones para seguir creciendo.

En segundo término, el área Aguada Pichana Este, en manos de Total, es otro de los desarrollos de shale gas más avanzados en la cuenca, y llegó a producir 4,2 millones de m3 diarios en febrero, antes de que la pandemia del coronavirus derrumbara la demanda doméstica de gas. 

Neuquén como provincia gasífera por excelencia, cuenta con los recursos y varios yacimientos no convencionales -tanto en etapa de desarrollo como pilotos exploratorios exitosos-, con infraestructura de superficie disponible para evacuar la producción.

Mientras que El Orejano (YPF y DOW), un pequeño bloque ubicado entre Añelo y Rincón de los Sauces, que se convirtió en el primer desarrollo gasífero en Vaca Muerta, también ha mostrado buenos resultados. Debido a las condiciones del mercado de gas, el año pasado la producción del área fue limitada y se suspendió la completación de los nuevos pozos. 

Pluspetrol también se subió recientemente a la ola de Vaca Muerta, asociada a YPF, con un piloto exploratorio en La Calera, un bloque en la venta de gas húmedo de Vaca Muerta que ya arrojó resultados muy optimistas y que promete ser el próximo gran desarrollo gasífero del shale si se dan las condiciones de negocio. La importante presencia de líquidos es uno de los principales condimentos del área.

Pan American Energy (PAE) también ha colocado pozos con buen caudal de producción en Aguada Pichana Oeste-Aguada de Castro, donde ya completó su piloto exploratorio. El área produjo 1,5 millones de m3 en febrero.

YPF también tiene fichas puestas en el bloque La Ribera Bloque I, donde produce casi 900 mil m3 y planea alcanzar un plató de producción de 2 millones de m3 en la próxima década.

ExxonMobil, por su parte, ha logrado importantes avances en los bloques Pampa de las Yeguas y Los Toldos I Sur. 

El tight puede sumar gas

Más allá de Vaca Muerta, Neuquén también tiene áreas que aún cuentan con recursos de formaciones tight que pueden incrementar la producción gasífera, como El Mangrullo, (operado por Pampa Energía) o los yacimientos de YPF Rincón del Mangrullo, Río Neuquén y Loma La Lata-Sierra Barrosa.

A contramano de lo que sucedió en el resto de las cuencas del país, la producción gasífera de la provincia viene creciendo sin pausa desde el año 2014, producto del desarrollo de los yacimientos no convencionales. 

Neuquén aporta el 55% del total del gas doméstico, y en segundo lugar se ubica, Santa Cruz, con casi 10%, otra de las provincias en condiciones de incrementar su producción en los próximos meses (ver recuadro).  

CGC fue una de las primeras en reactivar las perforaciones de gas tras la parálisis de los equipos que se produjo en marzo.

La primera reactivación, en la Cuenca Austral

La Compañía General de Combustibles (CGC) fue una de las primeras petroleras en reactivar las perforaciones de gas tras la parálisis de los equipos que se produjo en marzo por el coronavirus.

La empresa que domina la actividad en la Cuenca Austral, puso en marcha una plataforma en Santa Cruz para continuar el desarrollo de los recursos de tight gas. La petrolera tomó la decisión luego de que el gobierno destrabara el pago de los beneficios de la Resolución 46 y comenzara a dar señales al sector para estimular las inversiones.

“Le tenemos mucha fe a la cuenca, desde 2016 iniciamos una campaña de perforación, con un nivel de actividad que no se veía desde la década del ’90, y logramos llevar la producción de 2 millones de m3 diarios a 6 millones de m3, y ampliamos los límites de los yacimientos”, explicó a +E el director de CGC, Daniel Kokogian.

La empresa realizó 2.000 km de sísmica 3D que permitió elaborar un buen portfolio de prospectos a perforar. Consultado acerca de si CGC está interesada en el futuro Plan Gas 4, Kokogian indicó que una vez que haya definiciones “se evaluarán todas las alternativas”.