El shale subsidiado le hace sentir el rigor al tight

La fuerte baja de la actividad en las formaciones tight también se verifica en la cantidad de fracturas realizadas por las petroleras, que en 2018 alcanzaron las 1.024, mientras que 2019 cerró con apenas 364, según cifras de la consultora NCS Multistage.

Según el informe, en diciembre se realizaron apenas tres etapas de fractura en reservorios tight por parte de YPF en Mendoza.

Si se tiene en cuenta el nivel de actividad por operadora, la bajo control estatal lideró el segmento, con 204 etapas de fractura, seguidas por CGC (103) y Pampa Energía (39), Phoenix (11) y CAPSA (5).

Las fracturas son realizadas por grandes compañías internaciones de servicios especiales. En el caso del tight, el año pasado Weatherford llevó la delantera con 209 etapas. En segundo lugar quedó Halliburton con 115, y muy por detrás aparece Calfrac con 16.

En 2019, la mayoría de los equipos de perforación migraron a la ventana de petróleo de Vaca Muerta, por la mayor rentabilidad que presentaba el mercado del crudo para las empresas en la primera mitad del año, antes del congelamiento de precios decidido por el gobierno de Mauricio Macri por la brusca devaluación posterior a las elecciones PASO.

Según el informe “Tight: La estrella olvidada que nos puede autoabastecer en gas”, elaborado por el consultor Diego Lasalle, esta coyuntura “muestra los inconvenientes que producen determinadas leyes y resoluciones”.

Lasalle destaca que, pese a que el tight tiene menores costos de extracción, las petroleras han optado por explotar el shale, atraídas por el mejor negocio de que significa una producción fuertemente subsidiada por la Resolución 46.

Las compañías que quedaron fuera de esos estímulos migraron sus inversiones a yacimientos de petróleo por la caída de los precios del gas , la sobreabundancia de producción en los meses calurosos y la falta de infraestructura de evacuación y transporte.

El consultor pone en relieve que, aunque el shale de Vaca Muerta tiene mayores recursos y potencial de desarrollo de reservas, los reservorios tight son los de mejor producción y economía.

“Además, están en diferentes formaciones y no solo en la provincia de Neuquén. La producción de estos reservorios ha permitido compensar, e incluso revertir, la declinación de yacimientos convencionales hasta la promulgación de la resolución 46 en el año 2016”, indica el informe.

Señala que el mayor volumen de gas no convencional en Estados Unidos proviene del tight y que eso facilitó la expansión gradual del shale, desde la infraestructura hasta los métodos y técnicas de desarrollo, tanto geofísicas como geológicas, de perforación y fracturas. “La curva de producción y aprendizaje en Argentina hubiera podido tener un desarrollo similar a la de Estados Unidos. Sin embargo, se cortó por la resolución 46 de la Secretaría de Energía”, asegura el autor.

Mientras que en su último informe de Tendencias, el Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi, destaca que “la producción gasífera convencional y la variante no convencional Tight, que ocupan el 77% de la producción, disminuyen 5,8% anual. Esta situación debe ser objeto de especial atención por parte de las nuevas autoridades del sector”.

Ante la coyuntura de baja de los precios del gas, y teniendo en cuenta la fuerte declinación que presentan los pozos shale, es previsible que la producción tienda a bajar en el corto plazo si no hay cambios en el mercado.

Deja una respuesta

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *

20 + 10 =