En junio se produjo un nivel casi récord de fracturas en el yacimiento no convencional neuquino. El petróleo crece con fuerza por los altos precios internacionales.

Vaca Muerta está de nuevo en la boca de todos. La última muestra de ello fue el acuerdo entre Vista Oil, cuya cara visible es el ex jefe de YPF, Miguel Galuccio, y Trafigura, un comerciante global de materias primas y que en la Argentina es dueña de la refinería Elicabe, de Bahía Blanca. El acuerdo, básicamente, se trata de la incorporación de Trafigura al yacimiento de Vaca Muerta, de donde estaba excluida hasta ahora.

Vaca Muerta es un yacimiento de petróleo y gas no convencional, con reservas comprobadas que lo ubican en el segundo lugar de ese ránking a nivel global. Pero su producción se vio afectada por varios factores. En el caso del petróleo, por los vaivenes de los precios internacionales, que desde 2019 tuvieron un descenso constante, cuyo punto bajo máximo fue en marzo de 2020, cuando el barril cotizó por debajo de los U$S 30. En el caso del gas, que no tiene un precio internacional único, la caída del consumo interno y el congelamiento de las tarifas derivaron en la decisión de las empresas de frenar las inversiones.

Ahora, ambos segmentos tienen otra realidad. El precio internacional del barril de petróleo se encuentra por encima de los U$S 70 y la tendencia es de firmeza en esos valores al menos hasta fin de año, según los Agencia Internacional de Energía. En el caso del gas, la decisión del gobierno nacional de imponer al gas extraído de Vaca Muerta un precio artificialmente elevado y la garantía de su pago durante los próximos cuatro años, fue el incentivo que le faltaba a las empresas para volver a la producción.

Así, en junio se llegó a casi un récord de fracturas, que es la unidad de medida en la explotación de hidrocarburos no convencionales. A principios de semana, el matutino El Cronista informó que las etapas de fractura sumaron junio 985, la segunda mejor marca histórica. EL dato es que la primera marca histórica fue en mayo, un mes antes, con 1079 fracturas, según los datos de la consultora NCS Multistage.

En el universo del petróleo no convencional existen dos variantes: el shale y el tight; la diferencia radica en el grado de impermeabilidad de la roca que contiene el crudo. De conjunto, la producción de petróleo argentino no convencional ocupa el 26% del total actual, mientras que la del convencional (el que se extrae en el Golfo de San Jorge, Santa Cruz, Salta y Mendoza) representa el 74% restante. En ese cuadro, la producción de shale viene creciendo este año a tasas superiores al 50% interanual. En cambio, la del tight cayó un 19,1% en el último año (a mayo). Las empresas que se mueven en el shale son YPF, que es por lejos la primera del ranking, con escoltas como Shell, Pluspetrol, Total, Vista Oil & Gas, Tecpetrol y Pan American Energy. Entre los que actúan en el tight, en retroceso, están YPF y CGC, que recientemente adquirió los activos de la china Sinopec. La suba en la producción del petróleo shale contrasta también con la caída de la producción convencional, del 11% interanual a mayo pasado según datos del Instituto Argentino de la Energía Mosconi.

El gas no convencional representa el 42% de la producción del fluido en el país. El resto es el gas natural convencional. A pesar del Plan Gas del gobierno, la producción de gas sigue por debajo de la expectativa oficial, aunque creciendo desde valores muy bajos. Según los datos del IAE, la producción de gas natural no convencional aumentó 2,7% en mayo pasado respecto del mismo mes de 2020.

Algo está pasando en el gas no convencional, ya que las pérdidas en la producción de la variante tight no son compensadas con lo que se produce de más en el shale. El shale crece un 9,8% interanual mientras que el tight cae un 6,1% en el año que va de mayo de 2021 al mismo mes de 2022. Pero visto con un poco más de perspectiva, la caída es más fuerte: en el año que va de mayo de 2020 al mismo mes de 2021, la producción de gas natural no convencional fue casi un 12% menor a la del lapso entre mayo de 2019 y mayo de 2020.

Según el IAE, la producción de gas natural en Vaca Muerta (sumadas todas las áreas y todos los operadores) aumentó 9,8% interanual, aunque disminuyó 9,6% año contra año durante los últimos 12 meses. Vaca Muerta sola representa el 24,1% del total del gas producido en el país en 2021. Hay tres operadores de importancia: Tecpetrol, que se constituye como el principal operador, YPF y Total Austral. Tecpetrol redujo su producción anual 9,2% mientras que la producción de YPF fue 30% menor. Por otra parte, Total la aumentó un 1,1% durante los últimos doce meses. “YPF y Tecpetrol explican la caída de la producción de Vaca Muerta en los últimos 12 meses ya que, en ausencia de éstas, la producción en la formación aumentó 9,1% aportando 0,9 millones de metros cúbicos por día adicionales”, explicó.

Tenaris, reconocida globalmente por la producción de tubos para el transporte de petróleo y gas, inició sus operaciones de fractura hidráulica en Vaca Muerta, tras concretar en marzo la compra de equipos a la estadounidense Baker Hughes en Argentina. La empresa del Grupo Techint está llevando a cabo sus operaciones en el área de gas no convencional Fortín de Piedra, en la provincia de Neuquén, a cargo de la petrolera Tecpetrol, del mismo holding empresario. “A junio ya se concretaron 90 fracturas en 3 pozos con muy buenos indicadores de eficiencia, acompañando el incremento de los niveles de producción del yacimiento de gas no convencional Fortín de Piedra”, comunicó Tenaris.