Neuquén no convencional: cómo fue el cambio hacia el shale y el tight
La principal provincia productora del país cuenta con más del 70% de su generación de origen no convencional. Un repaso por los grandes hitos de la industria, el boom de las arenas compactas y una década de desarrollo de Vaca Muerta.
La puesta en producción de pozos durante noviembre fue la más alta desde marzo. (Foto: gentileza)
El 29 de octubre de 1918, hace casi 103 años, surgió petróleo por primera vez de las entrañas de la tierra neuquina. La puesta en marcha del Pozo 1 en Plaza Huincul marcó el ingreso de la provincia a una historia petrolera que no solo sigue vigente al día de hoy, sino que se ha ido reconvirtiendo: del convencional, al tight y del tight al shale, marcando que hoy la principal provincia productora tanto de gas como de petróleo del país tenga la mayor parte de su generación en campos no convencionales.
En mayo pasado la producción de Neuquén mostró el mejor ejemplo de este cambio en el origen de la generación que en la última década pasó de tener un incipiente aporte no convencional, primero del tight y luego del shale de Vaca Muerta, para llegar a un escenario diametralmente opuesto.
En lo que hace al petróleo el 79% de los barriles producidos en mayo fueron precisamente no convencionales, correspondiendo el 78% al shale de Vaca Muerta (148.000 barriles) y un 1% al crudo asociado al tight gas (2.000 barriles). Mientras que la tradicional producción convencional cayó a representar apenas el 21% con 39.200 barriles por día.
En el segmento del gas el escenario no fue muy diferente, con un 71% de producción no convencional, y con una tendencia al crecimiento.
Del total producido, el 47% provino de Vaca Muerta, con 32,2 millones de metros cúbicos por día, y 16,8 millones de metros cúbicos de tight gas que representaron el 24%. Mientras que la producción convencional solo aportó 19,6 millones de metros cúbicos, es decir el 29%.
En este siglo de actividad hidrocarburífera en Neuquén, hubo varios hitos que marcaron a fuego la historia del sector y que explican esta transformación en una provincia de producción no convencional.
Sin lugar a dudas el hito más disruptivo luego del de 1918 se dio en 1977 con el pozo LLLX-1 que marcó el descubrimiento de Loma La Lata, un enorme yacimiento de gas que se determinó que tenía 280.000 millones de metros cúbicos de reservas comprobadas.
Este yacimiento entró en producción en los ochentas y marcó el inicio de la gasificación del país: no solo se desarrolló el GNC para el transporte, sino que se construyeron los grandes gasoductos troncales del país, Neuba II, Centro Oeste y se repotenciaron los ya existentes como Neuba I. La producción fue tan descomunal que se generaron gasoductos de exportación, en especial hacia Chile.
Una década más tarde, en los noventas fue el turno del boom del petróleo. El foco de atención migró de Plaza Huincul y Cutral Co hacia el norte provincial, en el área de Rincón de los Sauces que pasó de ser un pueblerío a toda una localidad al ritmo del surgimiento de enormes yacimientos de crudo convencional como El Portón, El Trapial y Chuihuido de la Sierra Negra.
La Dubai patagónica tuvo su esplendor a fines de los noventas, cuando la producción de petróleo llegó a superar los 350.000 barriles por día, allá por 1998, y la generación fue tal que se llegaron a exportar 46 millones de barriles de Medanito, algo así como 126.000 barriles por día, la mayoría hacia Chile a través de un oleoducto Trasandino (Otasa) que hoy espera el resurgimiento de la cuenca.
Pero como todo boom en la industria petrolera, las reservas comenzaron a bajar, no hubo nuevos descubrimientos que cambiaran el rumbo inevitable del declino de la producción. En el caso del gas, el cambio de siglo marcó primero el pico de producción en 2004, pero luego se vio una fuerte caída que llevó a que en 2006 se debieran cortar de cuajo las exportaciones y, en una vuelta de tortilla, el país pasó de ser exportador de gas, a importador.
En el petróleo se buscó un respiro con las técnicas de recuperación en los pocos lugares de la Cuenca Neuquina que por su contenido de azufre lo permiten.
Y fue así que a partir de 2006 varias empresas comenzaron a explorar otro tipo formaciones en Neuquén, las arenas compactas, o areniscas por las que el convencional en su paso había dejado resabios.
En números
- 81%
- del petróleo que Neuquén generó el mes pasado provino de los desarrollos de tight y shale.
La era del tight se abrió entonces y ese primer recurso no convencional permitió a Neuquén contener hasta cierto punto la caída en la producción de gas. Bloques como Lindero Atravesado de Pan American Energy (PAE) se reconvirtieron de la producción convencional al tight gas, y sumaron como en ese caso 109 pozos en un par de años.
La producción de tight se centra en el gas, pero también arrojó un porcentaje de crudo asociado que fueron los primeros barriles no convencionales que tuvo Neuquén.
En 2011 comienza la exploración de la roca generadora de Vaca Muerta y hacia fines de 2012 y en especial en 2013 se da el desarrollo explosivo de Loma Campana, tras el acuerdo de YPF y Chevron. En ese año, en 2013 la producción no convencional tuvo un gran salto, dado que junto al impulso del área estrella de YPF que hizo duplicar la producción de crudo de 3.500 barriles en 2012 a 7.600 en 2013, en el segmento del gas se vio el impulso del primer plan de subsidios a la producción, el Plan Gas Incremental, o Plan Gas 1 que dinamizó áreas tight como Rincón del Mangrullo, pero también áreas shale como el primero desarrollo hacia Vaca Muerta que fue El Orejano.
Desde entonces la producción fue creciendo año a año, marcando que no necesariamente los años en los que se sumaron más pozos fueron los años en los que más producción se tuvo, ya que la curva de aprendizaje de Vaca Muerta hizo que en sus primeros años literalmente se enterrara mucho dinero.
El punto de inflexión en la producción de Vaca Muerta se dio en 2016 cuando se cambió de los pozos verticales a los horizontales, que ampliaron la generación.
En 2018 el impulso de otro plan gas, la Resolución 46 marcó el salto en el shale gas con el desarrollo de Fortín de Piedra de Tecpetrol. Y en ese mismo año, la introducción de la técnica de High Density Completion (HDC) marcaría el último gran paso en la curva de aprendizaje, en la que con menos equipos e inversión, la producción avanzó a grandes pasos.
La reconversión de los campos petroleros neuquinos hacia el no convencional impactó de lleno en el balance del país, que en mayo pasado mostró el enorme peso que los no convencionales están teniendo en la producción, ya que casi el 30% de los barriles argentinos son no convencionales, y el 40,4% del gas -contando solo a Neuquén, ya proviene de desarrollos que no son convencionales.
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