La mejora de la eficiencia y reducción de costos que lograron las compañías en los últimos meses en el shale neuquino generan récords de producción y ubican a Vaca Muerta como la cuenca con los mejores pozos del país. De acuerdo a un relevamiento realizado por +e en base a los reportes de producción elevados por las compañías a la Secretaría de Energía de la Nación, en lo que va del año, nueve de los diez pozos más productivos del país se ubican en la ventana de shale oil de la cuenca neuquina. El restante está en Tierra del Fuego.
Seis de esos pozos top corresponden a YPF, tres a Vista Oil & Gas y el restante a Roch.
El pozo con el mayor volumen de producción acumulada entre enero y agosto de este año, corresponde a la petrolera bajo control estatal en Bandurria Sur, con 381.993 barriles. En ese mismo yacimiento tiene los pozos que se ubican terceros y octavos en el top ten.
Mientras que en La Amarga Chica, YPF cuenta con los pozos horizontales que ocupan el 4º y el 5º lugar; y en Loma Campana el 6º.
Por su parte, Roch, con 365.593 barriles, tiene el segundo pozo más productivo de crudo del país en la Cuenca Austral, en la provincia de Tierra del Fuego, en el yacimiento San Martín.
La petrolera que conduce Miguel Galuccio ocupa los puestos 7º, 9º y 10º del ranking nacional con pozos conectados en su concesión estrella, Bajada del Palo Oeste.
El pozo con el mayor volumen de producción acumulada entre enero y agosto de este año, corresponde a YPF en Bandurria Sur, con 381.993 barriles.
La actividad en Vaca Muerta despegó desde fines del año pasado, apuntalada por la fractura de decenas de pozos perforados pero no terminados (DUCs por su sigla en inglés) que se habían realizado antes del aislamiento social decretado en marzo 2020 por la pandemia de coronavirus.
De hecho, en mayo se alcanzó récord absoluto con 1.079 etapas de fractura, el máximo nivel histórico alcanzado en un mes. En septiembre, el nivel se mantuvo alto, con 953 etapas, según los datos de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage.
De acuerdo al informe de G&G Energy Consultants, “el número de pozos conectados en enero-julio 2021 llega a 168 en cuenca Neuquina, con un incremento de +95.3%, y una reducción sensible de – 32.5% respecto a 2019 que muestra que el boom se circunscribe a un excelente avance en productividad por la mayor complejidad de pozos horizontales de ramas laterales cada vez más extendidas en promedio”.
La mejora de la eficiencia las operaciones que vienen mostrando las petroleras en los últimos meses se traduce en pozos más productivos. Tanto es así que Vaca Muerta tiene 94 de los 100 pozos que más petróleo aportaron durante este año en Argentina.
De esos 94 pozos shale, 59 son operados por YPF, 19 por Vista il & Gas y 5 por Shell.
El top ten de los mayores pozos productores de crudo entre enero y agosto de 2021 es el siguiente:
1º YPF.Nq.LCav-45(h) (YPF-Bandurria Sur): 381.993 barriles
2º ROC.TF.SM.a-1002 (Roch-San Martín): 365.593 barriles
3º YPF.Nq.LCav-47(h) (YPF-Bandurria Sur): 320.897 barriles
4º YPF.Nq.LACh-124(h) (YPF-La Amarga Chica): 301.416 barriles
5º YPF.Nq.LACh-123(h) (YPF-La Amarga Chica): 279.930 barriles
6º YPF.Nq.SOil-405(h) (YPF-LomaCampana) 277.779 barriles
7º VOG.Nq.MdM-2028(h) (Vista-Bajada del Palo Oeste, Médano de la Mora): 271.739 barriles
8º YPF.Nq.LCav-48(h) (YPF-Bandurria Sur): 270.186 barriles
9º VIS.Nq.BPO-2391(h) (Vista– Bajada del Palo Oeste): 268.318 barriles
10º VIS.Nq.BPO-2394(h) (Vista– Bajada del Palo Oeste): 255.203 barriles
La evolución de las operadoras ha permitido grandes avances en la competitividad del no convencional neuquino. La consultora internacional Rystad Energy destacó que en los últimos años un pozo estándar en la ventana petrolera de Vaca Muerta comenzó a igualar el desempeño de un pozo similar en el Permian. Los costos de Vaca Muerta se han reducido aún más en medio de mejoras estructurales, y un pozo estándar en 2021 ya se está acercando al rango del cuartil superior visto en el Permian, señaló.
Mientras que para la calificadora de riesgo Moody’s, se espera un incremento acelerado en la producción “impulsado por menores costos de extracción (6-8 dólares/barril actual vs. 14-15 dólares/barril en 2018) y mayores precios internacionales de mediano plazo”.
(Mas Energia)
