Cambio histórico: El petróleo de Vaca Muerta superó al convencional

Los registros de noviembre marcaron el hito al alcanzar la producción de shale oil los 339.000 barriles diarios. Cuáles son las claves de este desarrollo y el efecto en las refinerías.

Hace 116 años se descubrió el primer pozo petrolero de Argentina, marcando así el inicio de una industria en la que no se hablaba de convencional y no convencional, ni de shale o de tight. Sin embargo, las nuevas técnicas de extracción permitieron precisamente poner en producción esos recursos que, de otra forma, no eran recuperables, o apenas lo eran.

Y así fue que en 2010 se llegó a perforar el primer pozo hacia el shale de Vaca Muerta, esa roca madre que da un petróleo que no es color petróleo y que en algunos casos parece más bien alcohol. Hoy, 13 años después, ese petróleo shale se acaba de convertir por primera vez en el tipo de crudo más extraído en el país, relegando a un segundo plano al histórico convencional.

La gran novedad surge de los registros oficiales de producción presentados por cada una de las operadoras del país ante la Secretaría de Energía de la Nación, que dieron cuenta que en noviembre se extrajo un promedio de 675.136 barriles por día en todo el país.

De ese total, nada menos que 339.660 barriles diarios correspondieron específicamente al petróleo de Vaca Muerta, representando por primera vez más de la mitad de la producción del país, concretamente el 50,3%.

Los barriles del histórico convencional se ubicaron justo por detrás, con 327.080 barriles diarios, cayendo así a representar el 48,44% de la producción nacional de crudo. Y el restante 0,8% corresponde al tight oil, el petróleo que se extrae de arenas compactas que arrojó en noviembre unos modestos 5.409 barriles por día.

El dato

25,58%
creció la producción del petróleo específico de Vaca Muerta durante el último año, sumó 69.190 barriles diarios.

Un total de 13 años tomó desde se primer pozo hacia Vaca Muerta para que su producción de petróleo liderara el país. Como puede observarse en el gráfico, en 2015 la producción shale era incipiente y con 22.853 barriles días representaba apenas el 4,3% del total nacional que era reinado por el convencional, con más de 500.000 barriles diarios. La ecuación comienza a cambiar un año después, en 2016 cuando se introdujo el primer gran cambio en Vaca Muerta: los pozos horizontales.

Esta migración de pozos verticales como en el convencional, pero fracturados, a pozos con ramas horizontales en las que se realizan las fracturas fue el punto de inflexión para Vaca Muerta pues multiplicó la producción de cada pozo, al punto que hoy no solo no se hacen pozos verticales, sino que esos viejos pozos shale están en su mayoría fuera de servicio o con producciones marginales.

Desde entonces la producción de shale oil fue creciendo, en contraposición a la del crudo convencional. En 2016 pasó a representar el 6,6 % del total del petróleo extraído en noviembre. Un año más tarde, esa relación subió al 8,16%.

Para el 2017 el shale empezó a empujar la producción nacional hacia arriba, frenando la caída que se venía dando en los rindes total, y en noviembre alcanzó una relación del 14,3%.

Pero sin dudas el gran cambio se da entre el 2020 y el 2021, por el efecto que generó la crisis de la pandemia de Covid 19. El desplome de las ventas de petróleo a nivel mundial forzó a las empresas a ingeniárselas para bajar los costos y eso permitió en Vaca Muerta aplicar cambios que de lo contrario habrían sido resistidos.

El resultado fue claro: en 2020 el shale representaba el 24,5% del total de barriles extraídos, en 2021 trepó al 35,2% rozando ya los 200.000 barriles por día. Y el año pasado cerró noviembre siendo el 44% de la producción total del país.

Esto implica que a noviembre de este año, en un año exacto, se sumaron 69.190 barriles de petróleo de Vaca Muerta por día, un valor que iguala a la producción por ejemplo de toda Santa Cruz, la tercera provincia productora del país.

Y es que en este salto, la ampliación del transporte de la red de Oleoductos del Valle (Oldelval) y anteriormente la rehabilitación del Oleoducto Trasandino (Otasa) permitieron a las operadoras pisar el acelerador e incrementar sus extracciones.


Shale vs convencional


Este cambio en la tendencia de la producción de petróleo de Argentina se debe a un fenómeno con dos variables diametralmente opuestas: es que mientras la producción de petróleo de Vaca Muerta crece a tasas dignas de la economía china, los rindes del convencional van por el camino opuesto, en franca caída, o declino, como se dice en la industria.

Este escenario diferencial se debe centralmente a una cuestión de costos y riesgos. Los pozos del convencional tienen en su mayoría largos años, por eso se habla de “campos maduros”. Esto hace que haya miles de perforaciones en las que los pozos parecieran ser más de agua que de otra cosa, pues traen a la superficie en muchos casos un 97 ó 98% de agua y solo un 2 ó 3% de petróleo.

Existen formas de incrementar la producción de esas viejas perforaciones, como son la recuperación secundaria y terciaria, y también los mantenimientos periódicos, pero en todos los casos implican agregar inversiones -costosas en el caso de la recuperación terciaria que se hace con polímeros importados- para tener rendimientos en barriles diarios bajos.

En contraposición, hacer un nuevo pozo en Vaca Muerta es claramente más costoso, pero las empresas han alcanzado un nivel de conocimiento de la roca generadora tal que cada perforación es la garantía de una alta producción de petróleo.

En números

78.024
barriles por día se extrajeron solo en el área Loma Campana, que opera YPF.

Esto termina haciendo que sea más rentable concentrar los esfuerzos en este tipo de petróleo shale y no en el convencional, en donde además son casi nulos los trabajos para tratar de dar con nuevas reservas o descubrimientos.

Pero hay otro punto a favor de Vaca Muerta, y es la concentración geográfica que tiene. Un ejemplo de esto está en Loma Campana, el área insignia de YPF en Vaca Muerta en donde en noviembre se extrajeron 78.024 barriles por día, un volumen que supera los 69.259 barriles que se extrajeron en todos los yacimientos de Santa Cruz, que, como se dijo, es la tercera provincia productora de petróleo del país.

Dicho esto en otros términos, si Loma Campana fuera una provincia, podría ya reclamar el tercer puesto del podio nacional.

Esta concentración de la producción no solo permite a las empresas desarrollar áreas en “hub”, es decir operar dos o más bloques como si fueran uno solo, reduciendo aún más los costos. Sino que además representa un enorme potencial por delante, ya que actualmente solo el 8% de la superficie de Vaca Muerta se encuentra en la etapa de desarrollo intensivo.

Este es un valor que las empresas internacionales destacan, como lo ha hecho el presidente de Shell Argentina, Ricardo Rodríguez, quien viene de desarrollar las áreas de la angloholandesa en Permian, Estados Unidos. “No solo hay zonas de Vaca Muerta que tienen mejor productividad que el shale de Estados Unidos, sino que se encontró la forma de extraer eficientemente esos hidrocarburos habiendo desarrollado solo el 10% de Vaca Muerta, cuando en Estados Unidos eso nos llevó más del 70%”.


Vaca Muerta y los cambios en las refinerías


La mayor participación del shale oil en el total de la producción nacional no ha pasado sin generar cambios en la otra punta del sector petrolero que son las refinerías. Tanto por sus características propias para la elaboración en especial de gasoil, como por su mayor tendencia a la decantación de parafina y otros residuos, las refinerías del país han tenido que realizar costosas modificaciones en sus instalaciones.

El ejemplo más claro de esto está hoy en la exportación de petróleo a Chile a través del Oleoducto Trasandino. En mayo, y tras 17 años, se reanudaron los envíos que tienen como destino la refinería de la firma nacional chilena Enap en Talcahuano.

Se esperaba en ese momento que los envíos de unos 40.000 barriles diarios pudieran incrementarse hasta los 70.000 en el último trimestre del 2023, con foco en que sea en septiembre.

Sin embargo, eso no sucedió y los despachos siguen estando en torno a los 41.000 barriles diarios dado que desde Enap no se realizaron los acondicionamientos para que el complejo pueda procesar más shale y de hecho, es una limitante hacia futuro dado que desde Chile se solicita una gravedad API para el crudo que se exporta que obliga a tener que enviar una alta cantidad de crudo convencional para poder lograrla.


Más transporte, más exportaciones


Así como en este año la ampliación de la capacidad de transporte fue la clave para el salto de Vaca Muerta, desde Oldelval el plan Duplicar Plus sigue en marcha, con el objetivo de completar la primera fase en octubre del año que viene y el plan íntegro en el primer semestre del 2025.

Estas ampliaciones no solo permitirán que la producción de petróleo de Vaca Muerta pueda seguir creciendo, sin ese pie en el freno que fue hasta el momento la capacidad de evacuación.

Sino que además, dado el volumen total de la producción de petróleo del país, desde hace más de un año que cada barril que se adiciona a la cuenta es un barril en condiciones de ser exportado, y de generar con ello divisas para el país.

Un eje sobre el que en el primer trimestre del año que viene se deberá definir otro paso clave, que es el inicio de la construcción del proyecto Vaca Muerta Sur de YPF, que si bien comenzará con un oleoducto entre el corazón de la formación shale y Allen, en Río Negro, tiene como meta llegar hasta Punta Colorada, en la costa rionegrina, para construir allí uno de los mayores puertos exportadores de petróleo de América del Sur.

Esta ecuación no implica para nada dejar de lado al convencional, que muy al contrario es necesario mantenerlo para poder tener exportaciones crecientes. Y en esa línea, el plan de YPF de desprenderse de sus áreas maduras en varias cuencas del país es visto de cerca no solo por los gobiernos provinciales que esperan que se incrementen las inversiones en esos bloques, sino también por las empresas que se especializan en la producción de ese tipo de yacimientos del convencional y que desde hace años esperaban este desprendimiento.

Aunque claro está, que aún habrá puntos para definir sobre este cambio de jugadores, ya que las áreas maduras no solo están llegando a su fecha de finalización de concesión, sino que cuentan con un rojo semioculto, derivado tanto de los pasivos ambientales que puedan haberse registrado, pero en especial del costo del abandono que tendrán los miles de pozos viejos, cuando ya solo traigan agua a la superficie.


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