Vaca Muerta: pese a condiciones complicadas, sigue creciendo

Por Roberto Carnicer y Luciano Codeseira (*) La Cuenca Hidrocarburifera Neuquina, de 124 mil km2, se encuentra localizada mayormente en la provincia de Neuquén y presenta tres Rocas Madre que responden a las formaciones Los Molles, Vaca Muerta y Agrio. La formación Vaca Muerta es públicamente conocida y tuvo y tiene repercusión internacional con motivo del reporte publicado en 2011 por el Departamento de Energía de los Estados Unidos donde posicionó a Argentina como el tercer recurso de Gas de Esquisto (Shale Gas) del mundo luego de USA y China. El gas de esquisto es el mismo gas natural que se extrae actualmente en cualquier yacimiento; lo único distintivo es su mecanismo de extracción, que requiere una tecnología especial por localizarse el gas en la roca madre que presenta bajísimas porosidades. De allí lo dificultoso de su extracción. Estados Unidos desarrolló una tecnología que demostró ser económicamente viable para la extracción de hidrocarburos, a vistas de su creciente aumento de producción en gas y petróleo. Estos resultados se plasman en que este país se convertirá en 2017 en autosuficiente en gas, de ser un importador de Gas Licuado de Petróleo, a exportador, transformándose en el mayor exportador de América y con un incremento de producción de crudo del 40% respecto a los volúmenes producidos en el 2010. No podemos dejar de puntualizar que el contexto del precio del crudo, que en promedio fue de 90 u$d/Bbl desde el 2010 hasta fines de 2014, era muy favorable para extracciones más costosas como fue la del shale. Así como se desarrolló el shale, previamente Estados Unidos focalizó sus esfuerzos en otro tipo de no convencional, hidrocarburos de arenas compactas (Tight), con mecanismos de extracción similares pero con la presencia del gas en «arenas» mas porosas que las que presenta el shale. ¿Qué sucedió en Argentina?. La realidad de la caída sostenida de la producción de hidrocarburos, y la de los extraordinarios recursos de shale y tight que disponemos, ambas situaciones promovieron a las empresas productoras a evaluar distintos mecanismos no convencionales para su extracción, a pesar de los costos que inicialmente implicaban estas nuevas tecnologías en nuestro país. Se produjo, lo que se suele llamar, una etapa de aprendizaje. En un primer momento se apuntó a pozos verticales por la particularidad de un espesor considerable de la formación Vaca Muerta, pero la realidad demostró que no eran económicamente eficientes, por lo que se adoptó al concepto de pozos con perforación horizontal. Durante marzo de 2016, la producción de shale oil fue de 24,8 kBbb/d (miles de barriles por dia), representando el 4,6% de la producción de crudo del país; mientras que en shale gas, fue de 4,28 MMm3/d (millones de metros cúbicos por día) representado el 3,6% de la producción total. No podemos dejar de mencionar el Tight Gas, que alcanzo para el mismo periodo, una producción de 18,7 MMm3/d. O sea que actualmente la extracción no convencional de gas representa el 19% de su producción total. A modo de comparación, en Estados Unidos la extracción no convencional de gas es el 50% del total, con proyecciones de la EIA, de llegar al 70% en un futuro cercano. Como ya mencionamos la variable precio del crudo, y por lo tanto los de todos los combustibles líquidos alternativos al gas natural, impactan en la posibilidad económica de extraer el gas en condiciones de mayores costos y tecnológicamente más dificultosas. Por su parte, la volatilidad del precio del crudo en los últimos años, con su caída estrepitosa a partir de octubre de 2014 (80 u$d/Bbl) a enero 2016 (30 u$d/Bbl) no ayudan para promover su desarrollo. El gobierno, para reducir las exportaciones y poder recuperar el auto abastecimiento, ha decidido continuar con una política de incentivos de precios del gobierno anterior, con compromisos de inversión y aumento de producción a aquellos productores que estaban incorporados o se incorporen al denominado Plan Gas, cuya duración se limit