Cómo Vaca Muerta cambió el perfil del petróleo argentino

El principal sistema de oleoductos del país, Oldelval, refleja el peso del shale oil en su transporte. La estrella de los no convencionales apura las obras y modifica la densidad del crudo.

Hace una década atrás Vaca Muerta era un término del que poco se hablaba, muchos menos entendían, y su peso en términos de producción en el país era casi imperceptible. Sin embargo, los altos niveles de productividad alcanzados a la par de una fuerte caída en los costos de su extracción llevaron a que hoy el petróleo de Vaca Muerta no solo sea la estrella que impulsa la producción del país, sino que también está marcando un cambio rotundo en las características del petróleo argentino.

En donde mejor se grafican estos cambios es en la empresa Oleoductos del Valle (Oldelval). La compañía tiene a su cargo la red más extensa de oleoductos del país, que se encarga del transporte de cerca de la mitad de todo el petróleo argentino y desde cuya red parte el crudo tanto a las grandes refinerías del país, como a los buques exportadores.

En una entrevista en exclusiva con Energía On, el CEO de Oldelval Ricardo Hösel, y el gerente de operaciones de la firma, Gastón Gader, contaron cómo la producción de Vaca Muerta fue cambiando el trabajo en la transportista.

Es que el producto que entrega la firma en su punto final cambió radicalmente en apenas una década ya que sumó prácticamente 10 grados API (la graduación del American Petroleum Institute que mide la densidad de los crudos) y se convirtió en un petróleo mucho más liviano que el tradicional Medanito.


Cómo fue el proceso de transformación


Tal como se indicó, en 2012 cuando inician los primeros pozos de Vaca Muerta su peso era realmente insignificante en la red que tenía una capacidad de transporte de 36.000 metros cúbicos diarios pero que en la práctica llevaba cerca de 25.000 (unos 158.000 barriles diarios) por el declino productivo que experimentaban todas las provincias que forman la Cuenca Neuquina: Río Negro, Neuquén, La Pampa y el sur de Mendoza.

Con el inicio de los grandes desarrollos de la formación, como es el caso de Loma Campana de YPF y Chevron que comienza a desarrollarse a fines de 2013, el shale oil comenzó poco a poco a ganar espacio dentro de los oleoductos.

Para el 2018 la producción de Vaca Muerta ya había comenzado a ganar peso y en los registros de Oldelval se daba cuenta de que el 25% del crudo transportado ya correspondía al shale oil, mientras que el restante 75% seguía proviniendo de los campos convencionales, es decir que se trataba del clásico petróleo argentino: el Medanito.

Por la forma de la red de Oldelval, la producción forma lo que se conoce como una “sopa”, no literalmente hablando, sino que está formada por la mezcla de los diversos petróleos que se cargan dentro del mismo ducto y que inevitablemente se mezclan.

Un año más tarde, en 2019, YPF y Tecpetrol inauguraron el primer oleoducto de grandes dimensiones especialmente pensado para Vaca Muerta.

Se trata de la línea que va desde Loma Campana a Lago Pellegrini y que permitió mejorar la evacuación de la producción desde el corazón mismo de Vaca Muerta hacia la red troncal de Oldelval que finaliza en Oiltanking Ebytem, en Puerto Rosales.


Vaca Muerta se acelera


La aceleración de Vaca Muerta se dio luego de la pandemia, impulsada por un doble efecto positivo de un contexto internacional de altos precios que potenció el interés por las exportaciones y una notable reducción de costos que se logró al calor del duro golpe que causó la cuarentena y el desplome del consumo.

Hösel reflejó ese fuerte salto al indicar que “en solo dos años aumentó un 65% la cantidad de petróleo que transportamos en Oldelval”.

Y recordó que “la primera ampliación que hicimos fue el plan Vivaldi, que llevó de 36.000 a 42.000 metros cúbicos la capacidad de transporte”, es decir que pasó de 226.400 a 264.200 barriles, sumando casi 50.000 barriles diarios.

En apenas 8 meses esa ampliación quedó chica ante el voraz crecimiento de la producción y llevó no solo a la firma a lanzar la convocatoria para el plan Duplicar, sino que ante la sobredemanda de capacidad de las empresas, terminó finalmente ejecutando el programa Duplicar Plus, con mucho más volumen que el inicialmente previsto.

Este plan permitirá que a principios del año que viene la red pueda entregar 55.000 metros cúbicos en Puerto Rosales (unos 450.000 barriles) y 86.000 metros cúbicos (541.000) a principios de 2025 cuando esté completado.


Un cambio notable en la composición


Mientras ese programa sigue en pleno desarrollo, Gader detalló que actualmente la “sopa” que se transporta de petróleo dentro del ducto de Oldelval dio una vuelta de campana en su composición. Mientras hace cinco años el 25% del crudo que lleva el ducto correspondía al shale, hoy solo el 25% es convencional y el 75% restante proviene de los campos de Vaca Muerta.

Esto llevó a un cambio radical en el producto final que se recibe en Puerto Rosales y que desde allí parte tanto para las grandes refinerías bonaerenses como con destino a la exportación.

Hace 10 años la graduación API que se entregaba en Puerto Rosales era de 33 grados”, contó Gader a Energía On.

El Plan Duplicar Plus de Oldelval permitirá multiplicar la capacidad de transporte de petróleo.

Ese valor está en línea con la graduación del petróleo convencional de la Cuenca Neuquina, el Medanito, cuya graduación API va de los 30 a los 35 grados.

“Hoy estamos en 42 grados API”, reveló el gerente de operaciones de la empresa, poniendo así de manifiesto que en el plazo de una década, la graduación API subió 9 grados, lo cual marca un petróleo mucho más liviano que lo que el Medanito convencional.

“Hay una mezcla dentro de lo que se transporta, desde el convencional, hasta shales que son tan livianos que casi parecen una gasolina”, indicó. Gadel explicó que “los desarrollos que producen gas y líquidos asociados tienen un petróleo mucho más liviano y en la mezcla final da esto, 42 grados API”.


Otra modificación por venir


En poco meses más, muy posiblemente entre abril y mayo, se espera la reactivación del Oleoducto Trasandino (Otasa), una línea que une directamente el norte neuquino, desde Puesto Hernández, con la localidad chilena de Talcahuano.

Esa línea tiene un volumen mínimo que se requiere para su operación ante las condiciones de temperatura imperantes en el cruce cordillerano y es por esto que desde Oldelval se preparan para revertir una parte de su traza para poder enviar unos 50.000 barriles por día.

Pero aquí nuevamente el tipo de petróleo vuelve a tener importancia. “Chile tiene una exigencia de un crudo que debe estar por debajo de los 40 a 42 grados API”, indicó Gader.

Razón por la cual Hösel explicó que “se va a estar enviando en el tramo a revertir, desde Crucero Catriel, gran parte de lo que es la producción de petróleo convencional de Río Negro”.

Un cambio que impactará nuevamente en la graduación final que tendrá el crudo entregado en Puerto Rosales, y que si bien nadie atina a cambiarle el nombre ya que es un tipo reconocido a nivel internacional, con los cambios que Vaca Muerta ya generó en el petróleo clásico de Argentina es al menos hora de rebautizarlo como un Medanito 2.0.


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