La producción de shale gas desde la formación de Vaca Muerta registró en el mes de junio una nueva marca histórica. Luego de seis meses de aplicación del Plan Gas, lanzado en enero, la producción de gas no convencional (sin contemplar la oferta proveniente de reservorios tight) anotó un incremento interanual del 22%, mientras que aumentó un 19% respecto al mes de mayo de este año. Los datos surgen de un informe de la consultora Economía y Energía en base a información de la Secretaría de Energía.
En junio de este año, desde Vaca Muerta se produjeron 38,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), cuando en el mismo mes de 2020, a poco de comenzar las restricciones por la pandemia, la oferta había llegado a 31,6 MMm3/d. En mayo de este año las compañías petroleras produjeron 32 MMm3/día de gas. En tanto que en febrero de 2020, el último mes antes de que comiencen las restricciones por el Covid-19, la producción de shale gas en la cuenca Neuquina había sido de 33 MMm3/día.
«En junio de 2021 se registró el record de la producción de shale gas. Sin embargo, si se considera también la oferta de tight gas (de campos como Estación Fernández Oro o Lindero Atravesado), el récord fue en agosto 2019«, explicaron desde la consultora.
Petróleo
El mismo tiempo, el informe elaborado por la consultora que lideran Nicolás Arceo y Patricia Charbay exhibe que la producción de shale oil (petróleo no convencional) marcó un crecimiento interanual del 30%, comparando junio de este año respecto al mismo mes de 2020. La producción de crudo no convencional fue de 152.100 barriles diarios (bbl/d), mientras que en el mismo mes de 2020 llegó a 116.800 bbl/d. La producción en febrero de 2020 (sin restricciones) se ubicaba cerca de los 120.000 bbl/d.
Shale gas: compañías y áreas
Las áreas de Vaca Muerta que mayor producción de shale gas registraron fueron:
–Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, registró en el área Fortín de Piedra un incremento de 1,4 MMm3/d. En junio de este año produjo 13,8 MMm3/d, mientras que el mismo mes de 2020 llegó a 12,4 MMm3/d.
–YPF, controlada por el Estado, produjo el mes pasado 8 MMm3/d, mientras que el mismo mes de 2020 la producción fue de 5 MMm3/d. En el área Rincón del Mangrullo tuvo un crecimiento de 1,9 MMm3/día (pasó de 1,8 a 3,7 MMm3/d); en El Orejano tuvo un crecimiento de 1,9 MMm3/d a 3,6 MMm3/d); y en Loma Campana YPF creció de 1,3 MMm3/d a 1,6 MMm3/d.
–Total Austral fue el único caso de caída de la producción. En el área Aguada Pichana Este pasó de 4,5 MMm3/d a 3,8 MMm3/d.
–Pluspetrol tuvo un crecimiento de 2,7 MMm3/d a 3,4 MMm3/día.
–PAE creció en Aguada Pichana Oeste al pasar de producir en junio del año pasado 1,4 MMm3/d a 2,4 MMm3/d en junio de 2021.
Shale oil
–YPF produjo casi 85.000 barriles diarios (kbbl/d) en junio de este año frente a los 64.200 barriles diarios en 2020. Discriminado por áreas, Loma Campana tuvo un crecimiento de 13,7 kbbl/d; La Amarga Chica 5 kbbl/d; y Bandurria Sur 1,9 kbbl/d.
–Vista Oil & Gas, liderada por Miguel Galuccio, en el área Bajada del Palo Oeste aumentó su producción interanual en el mes de junio 6,9 kbbl/d.
–Shell en el campo Cruz de Lorena tuvo un crecimiento de 5,4 kbbl/d.
–Pluspetrol tuvo un incremento de producción de petróleo no convencional en junio de 5,4 kbbl/d frente al mismo mes de 2020.
–Tecpetrol en Fortín de Piedra disminuyó su producción un 0,2 kbbl/d.
Pozos conectados
Las compañías conectaron 29 pozos en el mes de junio de 2021, de los cuales 19 fueron de petróleo y 10 de gas. En junio de 2020 sólo fueron conectados 4 pozos de crudo y gas. YPF conectó 13 pozos de petróleo y gas; Vista y Shell conectaron 4; mientras que las compañías Chevron, Tecpetrol, Pluspetrol y PAE conectaron 2 pozos cada una.
