Las petroleras los perforaron pero no fueron conectados. La mayoría están en áreas de gas y petróleo sobre la formación Vaca Muerta.
Los restantes ocho son de tight gas, el fluido que se extrae de arenas compactas, no en la formación Vaca Muerta, si bien la tecnología para extraer estos hidrocarburos es la misma que se usa en los no convencionales.
En el caso del crudo ocurre otro tanto. De acuerdo con la información a la que accedió +e, son 105 pozos distribuidos en 13 áreas y pertenecen a siete empresas petroleras.
En buena medida, son parte de las campañas de la aceleración del crudo en el primer tramo del 2019, antes de que el decreto 566 que estableció un techo al precio del Brent durante el gobierno de Cambiemos promoviera un primer freno en la actividad petrolera. Esas perforaciones son las que podrían contrarrestar llegado el momento el declino de la producción.
A la hora de explicar por qué no se siguió avanzando con estos pozos hay dos razones fundamentales.
En los de gas, la caída de la demanda interna y el bajo precio establecieron un freno en los planes de negocio. La crisis mundial sumó un factor adicional al bajar la demanda también de posibles exportaciones. Hace dos años Neuquén comenzó a exportar gas a Chile de forma regular, algo que quedó en el mismo contexto del resto de la producción con la llegada de la crisis mundial.
Este escenario se trasladó a los pozos petroleros desde este año. Por la lógica de los elevados costos de sus operaciones, las empresas suelen hacer primero buena parte de las perforaciones previstas con equipos de torre y dejar para una segunda instancia la completación con los sets de fractura. De este modo optimizan costos en los yacimientos, en un contexto en el que la logística y el desempeño en cada área pueden inclinar la balanza de la rentabilidad hacia un lado u otro.
Ante un mercado caracterizado por la incertidumbre, y sobre todo en el crudo hoy por la abundancia de petróleo, esas perforaciones todavía no fueron conectadas. Neuquén logró en marzo llegar a los 170 mil barriles de petróleo diarios. Sin duda que esas perforaciones de crudo iban a afianzar la curva de crecimiento de la producción, pero también son una forma de contrarrestar la caída, ya que los pozos no convencionales suelen tener grandes rendimientos iniciales seguidos luego de algunos meses por caídas. Ahí juegan un rol más que importante estos pozos, que actúan como un contrapeso para ese declino.
Para el caso del gas, los pozos sin conectar permiten sumar una noción más a la hora de medir el tiempo que requerirá inyectar más gas en el sistema interconectado, si eventualmente son parte del nuevo Plan Gas hoy en discusión.
De acuerdo con lo que pudo saber +e, entre estas perforaciones hay pozos con y sin fracturas realizadas. Hay algunos donde las empresas deberían realizar este procedimientos, paso previo para lograr que los recursos de Vaca Muerta pasen a ser parte del sistema de bombeo o de inyección de gas.
Para poder medir la proporción de pozos no conectados, cabe señalar que en 2018 y 2019 en Neuquén se perforaron unos 340 por año. Los 159 pozos sin conexión equivalen al 47 por ciento de lo que se perfora en Neuquén en 12 meses. Hoy la lógica que sobrevuela a toda la situación es la del parate económico. Por ahora, todos los movimientos en las áreas apuntan a conectar pozos a medida que el declino de la producción lo necesite. Para una mayor escala, se necesita un salto en la demanda.
La reserva del Plan Gas: una forma de evitar el declino
Muy probablemente, este conjunto de perforaciones sea parte de la línea de largada si finalmente el gobierno nacional y las productoras se ponen de acuerdo en torno a la discusión por el nuevo precio estímulo, el denominado Plan Gas 4, que buscará un valor atrayente para incentivar inversiones en los yacimientos y asegurar el abastecimiento del año próximo.
La situación de estos pozos permite tener una noción más clara del tiempo que requerirá inyectar más gas en el sistema interconectado, si eventualmente son parte de los nuevos planes. No es un dato menor, si se tiene en cuenta que un pozo podría demandar alrededor de 150 días para entrar en plena producción.
En este punto, hay perforaciones donde una porción significativa del trabajo pudiera estar realizada, para el caso de las ubicadas en zonas con acceso a plantas de tratamiento, como las de la zona caliente del shale oil de Vaca Muerta, en áreas como Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur.
La información oficial no expresa por ahora cuáles son las compañías con más pozos por conectar.
Los tiempos se tornan importantes, sobre todo en el caso del gas. El gobierno nacional busca tener un plan acordado con las productoras en agosto. El país corre una carrera para evitar el declino de la producción y tener que comprar más gas en el exterior en el 2021. Por eso Nación busca un nuevo plan estímulo, que permite evitar el envío de dólares al exterior.
Parte de los pozos de áreas neuquinas podrían entrar dentro de este impulso (ver páginas 8-9) si finalmente el valor del gas que se termine acordando se acerca a la rentabilidad pretendida por las productoras de gas. En el caso del crudo, por ahora la carrera parece pasar por recuperar los 40 mil barriles que se dejaron de producir desde enero a la fecha.
Fuente: Mas energia