YPF apuesta por el tight, que ya representa el 20% de su producción de gas

Los grandes yacimientos convencionales de gas de la Argentina ingresaron hace tiempo en su fase de madurez, por lo que su producción se dirige irremediablemente hacia la declinación. De ahí que YPF, el mayor player de ese mercado, haya reformulado su porfolio de recursos hidrocarburíferos en busca de oportunidades para compensar esa caída. La alternativa más viable fue la explotación de formaciones de arenas compactas (tight sands, en inglés) de la cuenca Neuquina.
Los resultados fueron alentadores. Tanto que la extracción de tight gas ya representa un 20% de la producción de total de gas de la petrolera controlada por el Estado. Es decir, una de cada cinco moléculas de gas que inyecta la compañía proviene de campos de baja permeabilidad y porosidad, cuya explotación es más costosa.
“En el segundo trimestre se pusieron en marcha nuevas plantas de compresión en las áreas de Rincón del Mangrullo y Estación Fernández Oro (EFO), lo que permitió un aumento significativo de la producción de tight gas con relación al primer trimestre del año: la oferta creció un 36,8% y un 11,7%, respectivamente”, explicaron desde la compañía.
A su vez, YPF puso en producción 16 pozos dirigidos a la formación Lajas en el bloque Loma La Lata, cinco pozos en el campo EFO y cuatro pozos en la formación Mulichinco en Rincón del Mangrullo, donde la empresa posee el 50% del área.
“Como consecuencia, la producción bruta de tight gas continuó mostrando resultados alentadores. Se alcanzó una producción de 5 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d) en el proyecto de Lajas; 2 MMm³/d en Rincón del Mangrullo, y 2,1 MMm³/d en EFO. El tight gas representa ahora el 20% de nuestra producción de gas natural”, destacaron desde la compañía. “Y esperamos que la oferta de tight siga creciendo porque firmamos la adquisición de una participación del 33% del campo Río Neuquén (se asoció con Pampa Energía), del que esperamos obtener el control en el próximo par de meses”, agregaron.

Alternativa no convencional

La extracción de tight gas es, desde la óptica de las petroleras de la cuenca Neuquina, un canal de acceso más seguro a los yacimientos no convencionales. El tight gas permite a los productores avanzar de manera gradual, controlando los niveles de inversión, que son muy menores que los que demanda el shale gas de Vaca Muerta.
“Los reservorios de tight requieren fracturas hidráulicas de menor magnitud que los de shale y consecuentemente de menor costo. En términos de producción, se pueden alcanzar valores similares en ambos casos, por lo que el costo de desarrollo de los reservorios de tight gas es menor que el de los de shale gas”.

En concreto, además de YPF, petroleras como Pan American Energy (PAE), Total, Petrolera Pampa y Pluspetrol, entre otras, optaron por comenzar a explotar con mayor ritmo formaciones de arenas compactas. Si bien la existencia de tight sands no es una novedad para los geólogos que conocen la cuenca Neuquina, sí es verdad que en los últimos dos años ese tipo de producción empezó a ganar relevancia en los programas de upstream de los principales players de la cuenca.
Según un relevamiento realizado por este medio con los principales jugadores del mercado, el desarrollo del gas de arenas compactas acarreará este año inversiones por alrededor de u$s 1.000 millones en la cuenca Neuquina.

De larga data

Los productores están redireccionando su inversión en la cuenca Neuquina hacia los yacimientos de tight gas. Así se desprende de un informe publicado por la consultora Wood Mackenzie.
“El cambio hacia la producción de gas en los últimos tres años está siendo impulsado por los incentivos en los precios y los bajos costos (en tight) en comparación con los pozos de shale gas. Sin embargo, a costos actuales, sólo los mejores pozos de tight gas son repagables con el precio de incentivo de u$s 7,50 por millón de BTU que ofrece el Gobierno argentino”, advierte el reporte.
En los últimos dos años, la producción de tight gas casi se triplicó en la cuenca Neuquina. En el primer trimestre de 2016, la producción alcanzó los 565 mmpcd, o 16 millones de metros cúbicos por día (Mm³/d), lo que representa un cuarto de la producción de la cuenca.
“El tight gas sigue ofreciendo grandes oportunidades para los operadores en Argentina”, afirma Horacio Cuenca, director de investigación de Wood Mackenzie para el Cono Sur, y agrega: “Sin embargo, nuestro reciente análisis muestra que hay una gran cantidad de variabilidad en el rendimiento del pozo y en la economía en todas las formaciones de tight gas”.

El rendimiento de los pozos ha sido extremadamente variable a través de todas las formaciones. De las seis formaciones de tight gas estudiadas, el pozo tipo de la cuenca de Neuquén tiene una tasa promedio de producción inicial a 90 días (IP90) de 56.000 metros cúbicos por día (m³/d), o 2 mmpcd. Aunque se registraron pozos que alcanzan a multiplicar por cinco esa producción.
Los pozos horizontales dirigidos a la formación Mulichinco prometen la recuperación final estimada (EUR) más alta, con más de 5 BCFs. Se espera que los mejores pozos en Punta Rosada alcancen resultados similares con una construcción vertical. Los pozos correspondientes a Lajas, sin embargo, aspiran a recuperar un tercio de ese volumen. ©