En la decada de 1990 la Mitchell Energy and Development Co, dirigida por su fundador y principal accionista, resuelve en Texas el problema de liberar el gas contenido en las “Shales” vía fracturaciones hidráulicas masivas. Esta tecnología era ya conocida como sistema para mejorar la produccion en ciertos yacimientos convencionales: desde ese momento su uso masivo en  los “Shales” y también en otras formaciones similares, los habilitó como  yacimientos productivos.

La produccion de petróleo y gas era declinante en EEUU y eso era motivo de preocupacion.  Los yacimientos “convencionales”  estaban decayendo y no aparecian nuevos.El precio del gas estaba muy alto (9 dls /MMBTU) y el petróleo se importaba en volúmenes crecientes.

Este mercado tan demandante, mas la formidable infraestructura  petrolera que tienen los EEUU,  adoptó masivamente el fracking  y nació un “boom” de actividades que aún continua. Fué un renacimiento del upstream norteamericano: Canadá lo incorporó también.

Hace unos pocos años, los argentinos, mirando comparaciones hechas en Estados Unidos, aprendimos que nuestra formacion conocida como VACA MUERTA era una valiosa estructura geológica no convencional, capaz de producir grandes volumenes de HC  sin mayores riesgos geológicos. La magnitud de su tamaño resultó  muy atractiva y tanto gobernantes como periodistas y políticos se entusiasmaron por esta riqueza potencial.

Pero hay una diferencia: EEUU recurre a los shales luego de 135 años (1859 a 1995) de explotar intensa y continuadamente sus yacimentos convencionales,  nosotros, de nuestros   107 años  (1907 – 2014) de historia petrolera  solo podemos computar menos de la mitad  como años útiles, la otra mitad la perdimos en discusiones y conflictos , lo que significa que queda mucho para hacer en lo convencional, concepto que apoyan muchos exploracionistas y reservoristas que trabajan en la geología argentina.

Un claro ejemplo resulta de  los resultados la politica de “GAS PLUS” que la Secretaria de Energía implementó en el 2008: se consiguen en cinco años 11 millones de m3 de gas/día adicionales  con el solo hecho de aceptar pagar un precio mayor ( 4,5 a 6,00 dls /MMBTU ) a quienes presentaran , para su aprobacion,  (y con prohibicion con tener tasas de retorno mayores del 15 %. !!!) un proyecto de “Gas Plus”.  Esto  sucedía mientras importabamos GNL a 15 dls MMBTU.Si la oferta hubiese sido de 7,50 dls / MMBTU (mínimo) aplicable a cualquier mejora de la declinación de cada yacimiento,y sin las preguntas,  desconfianzas y exámenes de la Secretaria de Energía, esos 11 millones pudieron ser duplicados o más. La Secretaría fue sumamente prolija en sus evaluaciones, pero las mismas resultaron antipatrióticas.

Hay experiencias importantes que  yacimientos convencionales mal  o sub  desarrollados, al cambiarse las condiciones ( precios,extencion del término  del área) mejoran su producción.  El maltrato que tuvo el Sector de HC  en la ultima decada llevó a importantes pérdidas de producción y a cada vez mayores importaciones. El potencial de los yacimientos ya existentes, más otros  a descubrir no puede ser ignorado y debe ser atendido con urgencia. YPF  ha concentrado sus esfuerzos en Loma Campana, situado en Vaca Muerta, junto con Chevron y esa gran inversión arroja que los primeros 161 pozos  producen , cada uno, inicialmente  19, 8 m3 / dia ( IngBadessich , YPF; Boletin del SPEA ; Junio 2014 ). Posteriormente , en Agosto 2014, la cantidad de pozos productivos sube a 227 con una producción promedio de 11,74 m3/día. Si a esto se le suma una muy rápida declinacion inicial , un costo por pozo de unos  6.00.000 dls, más el  alto costo de financiación que tiene YPF, sus rentabilidades deben resultar marginales. Y por supuesto muy inferiores a pozos convencionales con producciones iniciales de 10 m3 / día o mas y de un costo mitad de los no convencionales.

YPF debe revisar su portafolio de areas para definir las que puede manejar efectivamente y ceder las otras al capital privado. Puede empezar con aquellas áreas ofrecidas en el 2008 en los así llamados “Clusters” las que finalmente no se cedieron a los mejores oferentes porque  “eso sería un negocio inmobiliario”.

Pero todo el Sector debe revisar precios, extension de áreas, activar nuevas exploraciones evitando las groserias que hizo Santa Cruz al entregar áreas a grupos sin antecedentes. Sería simplemente volver a cuando se trabajaba bien.

 Vaca Muerta seguro que tendrá un rol. pero exigirle que reponga el total de lo perdido es  muy duro y muy caro. Atendamos bien a los yacimientos convencionales, reactivemos la exploracion y la respuesta puede llegar a sorprendernos.

C.V. Ingeniero Civil. FIUBA; Fui Presidente y Gerente General de Amoco Argentina Oil Company ; Director y Gerente General de Pluspetrol;  Presidente del IAPG y  tambien del SPEA ( Society of Petroleum Engineers  Argentina).

                                                                             Noviembre 2014