El crecimiento del petróleo no convencional argentino continúa apoyándose en un grupo reducido de operadoras, pero detrás de los récords de producción emerge un desafío cada vez más exigente: sostener el volumen extraído frente al rápido declino natural de los pozos shale.

De acuerdo con un informe de GtoG Energy, YPF mantiene una posición dominante dentro de Vaca Muerta al concentrar el 48,9% de toda la producción de petróleo no convencional del país, con un volumen de 317,4 mil barriles diarios.

La concentración se amplía aún más cuando se observan los principales jugadores de la cuenca. Junto a Vista, Pluspetrol, Shell y Pan American Energy, las cinco mayores operadoras explican el 80,6% de todo el shale oil argentino.

Ese liderazgo también se refleja en la actividad de campo. Durante el último mes se registraron 2.010 etapas de fractura hidráulica en la Cuenca Neuquina y más de la mitad fueron ejecutadas por YPF.

A medida que la formación madura, la estabilidad productiva depende cada vez menos del potencial geológico y cada vez más de la capacidad de inversión de las compañías. El principal problema es la velocidad con la que declinan los pozos una vez puestos en producción.

Según el estudio, la base productiva no convencional pierde en promedio un 39,2% anual. En términos concretos, los pozos que hace doce meses aportaban 513,6 mil barriles diarios producen actualmente 312,2 mil barriles diarios, lo que implica una caída de 201,4 mil barriles por día.

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Esa pérdida debe ser compensada constantemente mediante nuevas perforaciones. Por esa razón, de los 513 pozos conectados durante el último año, el 62% tuvo como único objetivo neutralizar el declino del sistema antes de generar crecimiento adicional.

Las proyecciones hacia adelante muestran una exigencia todavía mayor. Sólo para mantener el nivel actual de producción será necesario sumar 399 nuevos pozos durante los próximos doce meses.

Si la industria pretende repetir la tasa de crecimiento registrada durante el último año, el esfuerzo aumenta significativamente. En ese escenario deberían incorporarse aproximadamente 611 pozos nuevos en un período de doce meses.

El impacto financiero de esa actividad resulta considerable. Las estimaciones indican que perforar y completar esa cantidad de pozos demandaría cerca de US$6.100 millones anuales, además de consumir unas 6,9 millones de toneladas de arena para fractura, volumen que se acerca a los límites de la capacidad logística disponible en Argentina.

Frente a ese contexto aparece una alternativa que gana relevancia dentro de la industria: la reutilización de activos ya perforados mediante programas de reacondicionamiento y refractura.

El relevamiento identificó 632 pozos no convencionales detenidos o con producción marginal. Excluyendo los abandonados, existen 628 candidatos técnicos que podrían volver a integrarse a la actividad productiva.

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Dentro de ese conjunto figuran 252 pozos horizontales potencialmente aptos para campañas de re-frac y 376 pozos verticales, con fuerte concentración en Loma Campana.

Aunque actualmente ese universo aporta apenas el 0,81% de la producción shale, acumula una producción histórica de 117,6 millones de barriles y posee una ventaja relevante: gran parte de la infraestructura necesaria ya está construida.

La reutilización de ductos, locaciones, facilidades de superficie y caminos reduce significativamente las necesidades de inversión frente a un desarrollo completamente nuevo. Mientras un pozo shale puede requerir entre US$8,5 millones y US$13 millones, la recuperación de activos existentes demanda montos considerablemente inferiores.

Los desafíos de eficiencia también aparecen en los campos convencionales. Si bien un pozo shale promedio produce alrededor de 174 barriles diarios frente a los 14,3 barriles diarios de un pozo convencional, miles de perforaciones maduras continúan ofreciendo oportunidades de recuperación bajo modelos operativos especializados.

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En la cuenca del Golfo San Jorge, por ejemplo, existen más de 40.000 pozos declarados, aunque sólo 11.277 permanecen actualmente en extracción efectiva, reflejando una situación similar en términos de aprovechamiento de infraestructura ya instalada.

La evolución futura de Vaca Muerta dependerá tanto de la incorporación de nuevos pozos como de la capacidad para maximizar el capital ya invertido. En un escenario de mayores exigencias financieras, presión logística y creciente demanda de servicios especiales, la eficiencia operativa comienza a perfilarse como uno de los factores decisivos para sostener el crecimiento del principal desarrollo hidrocarburífero del país.

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