Vaca Muerta sigue batiendo récords
El shale oil ya representa más del 51% de la producción de crudo en Argentina
Los mayores crecimientos de productividad en términos absolutos se registraron en las áreas Bandurria Sur, Loma Campana, Coirón Amargo Sur Oeste, Bajada del Palo y La Amarga Chica.
La producción hidrocarburífera presentó una tendencia expansiva a lo largo de los últimos años, proceso que se tradujo en una recuperación progresiva de los volúmenes exportados. El crecimiento del no convencional fue determinante en este proceso.
Según el informe de la consultora Economía & Energía, el incremento de la producción de petróleo registrado durante los primeros 3 meses de 2024 se explicó enteramente por la expansión del shale oil.
En el mes de marzo se registraron 30 nuevos pozos de shale oil, nivel similar al verificado en diciembre de 2022 y septiembre de 2023, y ubicándose como el mes con mayor nivel de actividad en la historia de la formación.
En efecto, la producción de petróleo se expandió un 7%, producto del shale oil, que permitió compensar un declino del 4% en la producción convencional. En el mes de marzo la producción de total de crudo alcanzó un nuevo pico, totalizando los 689.000 barriles diarios.
"Durante el primer trimestre de 2024 la producción de petróleo no convencional alcanzó un incremento interanual del 21%, registrando un crecimiento más moderado que lo verificado en los años previos. La participación del shale oil sobre la producción total de petróleo promedió el 51%, superando al mismo período del año previo que registraba una participación del 46%. En el mes de marzo, se alcanzó un nuevo récord de producción de shale oil alcanzando los 360.000 barriles diarios", detalló el documento.
En tanto, durante los primeros tres meses de este año la producción de gas natural se mantuvo en un nivel relativamente similar al verificado en igual período del año previo.
Sin embargo, la producción de shale gas se expandió un 15,9% en comparación con los primeros tres meses de 2023, mientras que el tight y el convencional disminuyeron un 4,1% y un 10,7%, respectivamente.
El crecimiento de la producción de shale gas entre el primer trimestre de 2023 y el mismo período de 2024 estuvo liderado por El Mangrullo, Aguada Pichana Este, Aguada Pichana Oeste y Sierra Chata, que explicaron el 30%, 26%, 20% y 19% del incremento total de la producción, respectivamente.
En los datos que surgen del análisis de E&E puede comprobarse que durante los primeros 3 meses de 2024, la producción convencional de petróleo en la cuenca Neuquina se redujo un 7% con relación al mismo período del año previo, mientras que el declino de la producción en el Golfo San Jorge fue del 2%.
En el marco del crecimiento de la producción de shale oil, se verificó un incremento de la producción de gas asociado, que pasó de representar el 8% del shale gas en enero-marzo 2019 al 14% en idéntico período del corriente año.
El informe reveló que durante el primer trimestre de 2024 la producción de shale oil se incrementó interanualmente en más de 60 mil barriles diarios. Los mayores crecimientos de la producción en términos absolutos se registraron en las áreas Bandurria Sur, Loma Campana, Coirón Amargo Sur Oeste, Bajada del Palo y La Amarga Chica.
Por su parte, en términos porcentuales, los mayores incrementos se observaron en Coirón Amargo Sur Oeste, Mata Mora Norte y Bandurria Sur. En tanto, Bajo del Choique – La Invernada y La Calera son las 2 únicas áreas que verificaron una caída en su producción.
En cuanto a las limitaciones en la infraestructura de transporte, la consultora que dirige Nicolás Arceo señaló que en el año 2022, la falta de capacidad de transporte de crudo desde la Cuenca Neuquina había limitado el crecimiento de la producción. Si bien la ampliación realizada por Oldelval y la reactivación del Oleoducto Trasandino (OTASA) permitieron salvar transitoriamente las restricciones de transporte y alcanzar un crecimiento significativo en la producción, la capacidad de evacuación de crudo desde Cuenca Neuquina se encuentra nuevamente saturada.
"Las obras de ampliación de transporte en curso permitirán incrementar la capacidad de evacuación a partir del cuarto trimestre del presente año y alcanzar un salto sustantivo con la culminación del proyecto de duplicar de Oldelval a mediados del próximo año. De todas formas, dada la tendencia que presenta la producción de crudo, se requerirá de un oleoducto adicional que permita viabilizar mayores volúmenes de producción a lo largo de los próximos años", advirtió E&E.
