Por Raúl Figueroa) Mientras la provincia de Chubut mostró un incremento de producción en el primer trimestre de 2015 en lo que hace a la extracción de petróleo, con un 5% en relación a lo extraído en igual período del año pasado, Neuquén lo hizo a un ritmo de 1,8%. La diferencia se da no sólo en la magnitud del volumen, sino en las características, ya que mientras en la cuenca San Jorge la actividad se sigue basando en áreas convencionales, en la neuquina ha comenzado a tener fuerte incidencia el crudo proveniente de formaciones shale.
Según un informe de la Subsecretaría de Energía de la provincia de Neuquén, durante el año 2014 la producción de crudo en la provincia de Neuquén creció un 1%. El origen de esa mejora, que posibilitó revertir una tendencia negativa que había comenzado en 2006 (cuando fue superada por la provincia de Chubut en volumen de extracciones), se debe substancialmente a la actividad del fracking realizado en Vaca Muerta. En efecto, mientras la producción de crudo convencional se redujo un 7% en relación al año anterior, la explotación de las formaciones no convencionales fue lo que posibilitó equilibrar la balanza y arrojar saldo positivo.
Tal como ha informado Suplemento Desarrollo, la producción de petróleo en Chubut había tenido un leve incremento durante 2014 en relación al año anterior y la tendencia positiva se ha acentuado en el primer trimestre de 2015, a partir del continuo incremento productivo de YPF y del paulatino recupero por parte de PAE en relación a los niveles de extracción que tenía antes del conflicto de los dragones, en junio de 2012.
Esto posiciona a la provincia como la de mayor actividad extractiva en áreas convencionales, ya que si bien las proyecciones de inversión concentran hoy en Neuquén y Vaca Muerta los mayores esfuerzos de inversión, ello todavía no alcanza para superar los volúmenes que se extraen en la cuenca San Jorge desde profundidades inferiores a 3.000 metros.
La observación de datos estadísticos se da en momentos en que a nivel legislativo se plantea también la discusión en torno a la denominación de “capital nacional del petróleo”, mote que reclama para sí Comodoro Rivadavia, pero que también ha comenzado a atribuirse la provincia de Neuquén.
Proyecciones en Vaca Muerta
Lo cierto es que la Cuenca Neuquina proyecta intensificar su actividad a partir de los no convencionales. Según el informe arriba mencionado, 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”, concluye el informe del medio colega.
Hito de YPF en Chubut
El reciente hito alcanzado por YPF en Chubut, al superar la barrera de los 6.000 metros cúbicos de extracción por día en todas las áreas que explota en esta provincia, se inscribe en una tendencia en la que la operadora ha puesto énfasis en proyectos de recuperación secundaria, más allá de que también ha obtenido resultados positivos en el pozo exploratorio de El Trébol, en busca de recursos shale. A la hora de apuntar a estos objetivos, la compañía también mantiene en análisis un proyecto de recuperación terciaria en Manantiales Behr, para lo cual se anunció un programa de exploración basado en el uso de polímeros para inyectar en las formaciones, que podría reportar nuevos resultados hacia el futuro.
En la provincia la principal operación sigue estando en manos de Pan American Energy, que controla Cerro Dragón, que entrega algo más de 13.500 metros cúbicos por día.
