El 2021 en fotos: el año de fuertes cambios en Vaca Muerta

El balance del 2021 en Vaca Muerta guardará poca relación con lo que sucedió apenas un año atrás, en ese 2020 en el que la totalidad de los equipos petroleros debieron pararse. Es que tras ese freno, el 2021 marcó una línea de constante crecimiento, incorporación de nuevas tecnología y niveles récords de producción.

El primer impulso para la actividad en la formación shale llegó ni bien comenzaba el año, de la mano de la puesta en marcha del Plan Gas.Ar. El nuevo programa de subsidios a la producción de gas tuvo una marcada repercusión en las tierras de Vaca Muerta.

Durante el verano pasado, los equipos de perforación y fractura comenzaron a retornar a los campos de shale gas, en donde los niveles de producción crecieron hasta alcanzar a fines de agosto su máximo nivel con una inyección de 43,92 millones de metros cúbicos por día, un 22,44% por encima del máximo nivel que se había logrado en agosto del 2019.

Pero para llegar a ese récord de producción las empresas productoras tuvieron que sortear uno de los obstáculos más duros que han tenido desde el inicio de las operaciones de Vaca Muerta, como fue el extenso bloqueo de rutas y caminos.

Durante abril, y por 22 días, grupos de manifestantes cortaron los caminos de acceso a la mayoría de los grandes yacimientos de la formación, generando no solo que unos 70 equipos petroleros de diversos tipos debieran nuevamente frenar sus actividades, sino que las pérdidas fueron millonarias.

Ante la imposibilidad de evacuar la producción de instalaciones remotas, unos 3,5 millones de metros cúbicos de gas por día y 10.000 barriles de petróleo por día debieron dejar de producirse, derivando en el caso del gas en que además, esa menor inyección deba ser compensada con la importación.

Tras la reanudación de los trabajos, luego del levantamiento del bloqueo que comenzó con una protesta del personal sanitario de Neuquén, la actividad ingresó en una rampa de crecimiento. Es que junto a los trabajos en el segmento del gas, el incremento en el precio internacional del petróleo reavivó el interés de las operadoras que se volcaron de lleno a perforar nuevos pozos.

La tecnología vino para ayudar a este resurgimiento. La firma AESA incorporó un snubbing, el primer equipo de este tipo que funciona fuera de los Estados Unidos y que está orientado a la realización de pozos extra extra largos.

Desde YPF también se exploró una nueva técnica en la realización esta vez de las fracturas, como es la de simul fracs, que en julio permitió que por primera vez en la historia de Vaca Muerta, se realizara la fractura de dos pozos en simultáneo.

Para poder realizar este hito, que solo tiene antecedentes en la cuna del shale mundial, la firma Halliburton colocó 22 bombas que le dieron al equipo una potencia de 44 caballos hidráulicos de fuerza (hhp) y con ellos un caudal de bombeo de 120 barriles por minuto (bpm).

Pero ese fue uno de los tantos hitos y cambios que hubo en el segmento de las fracturas, que mostró un gran avance en eficiencia y eficacia en este año.

La firma Tenaris reactivó el set que Baker Hughes sacó de servicio, marcando no solo la presencia de un set de fractura más en Vaca Muerta, sino también la reactivación de múltiples puestos de trabajo vinculados.

Con estos cambios, la cantidad de etapas de fractura en Vaca Muerta ingresó en una carrera sin pausa, en la que los récords históricos se fueron batiendo mes a mes, hasta alcanzar en noviembre el máximo nivel de 1.122 etapas de fracturas realizadas en apenas 30 días.

El 2021 fue también el año de la extensión de las fronteras en Vaca Muerta, ya que tanto Chevron como Phoenix Global Resources realizaron pozos en la Vaca Muerta profunda, en áreas mucho más cercanas a Mendoza, que a Añelo.

Con el objetivo de que el corazón de estos nuevos desarrollos sea Rincón de los Sauces, las firmas realizaron nuevos pozos en el extremo norte de la formación, alcanzando en el caso de Chevron muy buenos niveles de producción de petróleo.

Muy cerca de esa zona ExxonMobil anotó otro de los hitos del año, con la producción que su pozo BdC-10 (h) alcanzó en octubre. La perforación del área Bajo del Choique – La Invernada llegó a los 3.500 barriles de petróleo por día en ese mes y -si bien aún falta mucho para estandarizar su producción- se coló entre los 10 mejores pozos que ExxonMobil tiene en todo el mundo.

La mayor actividad de perforación y fractura condujo a un fuerte incremento en la producción de petróleo que en noviembre llegó a los 198.700 barriles por día tan solo en los yacimientos de Vaca Muerta, e hizo que casi el 36% de los barriles que se producen en el país, provengan de ese puñado de áreas.

Este nivel de extracción marcó que entre enero y noviembre, la producción de shale oil, del petróleo ultraliviano de Vaca Muerta, creciera un 49,14%, y diera pie a que antes de terminar el año ya sean cerca de 7 millones de barriles de petróleo liviano los que se exportaron desde la Cuenca Neuquina.

Junto a los cambios en la industria y la producción, también se produjo una importante modificación en el sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa. El gremio petrolero de mayor peso del país le dijo adiós a Guillermo Pereyra como secretario general, quien tras 38 años al frente del sindicato optó por no presentarse a las elecciones, siendo su sucesor Marcelo Rucci, quien hasta el momento se desempeñaba como secretario gremial.

Pero volviendo al plano de la actividad extractiva, el incremento de la producción de Vaca Muerta derivó en los problemas de infraestructura que ya se avizoraban desde hace algunos años.

En el caso del gas natural, el sistema de transporte ya se encuentra al tope para el invierno y desde el gobierno nacional se anunció la licitación de un tercer gasoducto hacia Buenos Aires, como parte del nuevo sistema Transport.Ar.

Sin embargo, a la fecha el gobierno no ha materializado el llamado a licitación de esta red que tiene como emblema al nuevo gasoducto Néstor Kirchner, a pesar de que se estima que su construcción tomará 18 meses, en los que el país se verá impedido de poder incrementar su producción.

En el caso del petróleo, la estrechez del sistema troncal de Oleoductos del Valle (Oldelval) está en una carrera contrarreloj desde hace un par de meses, en los que el salto en la producción parece haber sido mayor al ritmo de avance de las ampliaciones.

La firma concesionaria de la línea que lleva la producción de toda la Cuenca Neuquina hacia las refinerías y el puerto de exportación, anunció una inversión de 50 millones de dólares con los que esperan elevar en 50.000 barriles por día la capacidad de transporte, que estaría completada a mediados del 2022.

En simultáneo desde el Oleoducto Trasandino (Otasa) se comenzó a trabajar para su reactivación estimada en noviembre de 2022, la cual además se prevé que sume un nuevo tramo, desde Loma Campana hasta Puesto Hernández, para permitir que el petróleo de la zona caliente de Vaca Muerta, llegue a Chile y el Pacífico a la vez que alivie la demanda sobre la línea a Puerto Rosales.

Sin lugar a dudas así como el 2020 fue el año del desplome, el 2021 cierra como el año de la gran reactivación de Vaca Muerta, y deja para este 2022 el desafío de sostener en alto la vara del crecimiento y de lograr que esos niveles sean acompañados por las obras de infraestructura necesarias.