Los No Convencionales marcan su impronta en Neuquén

Los pronósticos indican que más pronto que tarde el nuevo horizonte de la industria petrolera ganará el centro de la escena ante la muerte anunciada de los maduros campos tradicionales neuquinos. Se terminó la era del petróleo y el gas “fácil” y ahora hay que ir a buscarlo –a costos mucho más altos– a la cocina donde se gestó por millones de años o a reservorios poco permeables.
Los primeros pozos no convencionales de la provincia estuvieron orientados, a partir de 2006, a las formaciones de arenas compactas (tight), a la luz de los estímulos de los mayores precios del plan Gas Plus, con un barril de crudo planchado en el mercado interno en torno a los 42-47 dólares, cuando superaba los 80 a nivel internacional.
Hoy la producción de ese tipo de reservorios alcanza al 20,6 por ciento del total del gas que se extrae en la provincia, y permitió atenuar la declinación de la producción promedio anual que era del 8,3% en 2006. A partir del año pasado el tight posibilitó un incremento anual del 3,7% del gas que aportó Neuquén al país, según un informe elaborado por Nicolás Gutiérrez Schmidt y Magalí Alonso, de la Subsecretaría de Energía de la provincia. En el primer trimestre de este año, la suba de la producción gasífera fue del 9,2% con respecto al mismo periodo de 2014.

Vaca Muerta
Por otro lado, se encuentran las formaciones shale con la famosísima Vaca Muerta como figura estelar. Su exploración comenzó a tomar fuerza en 2011, con 23 pozos productores, de la mano de un barril de crudo que se fue acercando cada vez más a los precios internacionales.
En la actualidad, el 19,4 por ciento de la producción de crudo neuquino corresponde al shale, y permitió que en 2014 se cortara con 15 años de caída sin pausa. En 2014 la producción de petróleo creció 1% en la provincia gracias a Vaca Muerta. Mientras que los yacimientos convencionales tuvieron una declinación anual del 7%.
En el primer trimestre de 2015, el volumen de crudo extraído creció 1,8% con respecto al mismo periodo de 2014.
La mayor parte de las compañías concentran sus inversiones en la ventana de black oil de Vaca Muerta, por lo cual el aporte de gas de la formación es apenas del 5% del total del gas que se extrae en Neuquén.
La producción de reservorios shale (que deben ser creados artificialmente mediante fracturas hidráulicas) se concentra en Vaca Muerta, aunque hay algunos pozos en la zona basal de la formación Quintuco.
En marzo de 2015, la extracción de shale oil y tight oil alcanzó un promedio diario de 3629 m3 con 419 pozos productivos. Creció un 89% con respecto al mismo mes de 2014 (1913 m3/d).
Mientras que la producción de shale gas alcanzó en marzo de 2015 unos 3023 m3/d, es decir un 351% más que los 670 m3/d de marzo del año pasado.
En total, hay 419 pozos productores en el shale neuquino, y 282 en formaciones tight, lo que totaliza 701 perforaciones no convencionales. El año pasado se realizaron 280, en 2013, 154 pozos y en 2012 unos 76.
El área Loma Campana, operada por YPF y donde Chevron aporta la mitad de las inversiones, es la principal productora de petróleo y gas de Vaca Muerta. Tiene una participación del 86,5% en la producción de shale oil de la provincia.
Además concentra el 67% del shale gas (asociado al petróleo), seguida por El Orejano, donde YPF perfora un piloto exploratorio con Dow, con 12,1% de la producción, y Aguada Pichana (6,7%) –operada por Total Austral– en áreas ubicadas en la ventana de gas seco, según los datos a diciembre de la Subsecretaría de Hidrocarburos de la provincia.
En 2014 comenzaron a tener un mayor peso en Vaca Muerta los pozos horizontales, tendencia que se profundizará este año, ya que YPF hará una apuesta mayor a ese tipo de perforaciones, más caras pero con mayor productividad.

Tight gas
Casi en silencio, la sombra de las luces de Vaca Muerta, las formaciones tight neuquinas permitieron que la producción de gas de la provincia creciera en 2014 luego de casi una década en la  que los números viajaron en tobogán.
Los reservorios tight alcanzaron un caudal promedio diario de 11 MMm3/d, con un total de 282 pozos productores. Estos valores implican un incremento del 36,5% del volumen extraído en esas formaciones y del 42% en el número de pozos productores, con un ritmo de incorporación promedio de 7 pozos por mes en comparación con diciembre de 2013.
De las formaciones productoras, Lajas y Mulichinco representaron un 45,3% y un 33,4%, respectivamente, de la producción anual de gas ese tipo de reservorios. La compañía con mayor participación en este segmento fue YPF con un 38,8%, seguida por Petrobras (25,9%) y Total Austral (12,27%).

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