La petrolera aporta el 48,9% del crudo shale argentino y, junto con Vista, Pluspetrol, Shell y PAE, reúne el 80,6% del volumen de la cuenca.
La producción de petróleo no convencional en Vaca Muerta mantiene una estructura concentrada, pese a la ampliación del número de concesiones que explican la mayor parte del crudo shale. YPF encabeza el desarrollo con el 48,9% del volumen nacional, equivalente a 317,4 mil barriles diarios.
La participación de la petrolera asciende al 53% de las 2.010 etapas de fractura registradas durante el último mes. Si se suman Vista, Pluspetrol, Shell y Pan American Energy, las cinco principales operadoras representan el 80,6% del petróleo no convencional de la cuenca.
El crecimiento del desarrollo también expone un inventario de activos con baja actividad. En un parque de 1.964 pozos con más de un año de producción, hay 632 detenidos o con un aporte inferior a 5 metros cúbicos diarios. Excluidos los abandonados de manera definitiva, quedan 628 candidatos técnicos para posibles intervenciones.
De ese conjunto, 252 son pozos horizontales con potencial para refractura y 376 corresponden a perforaciones verticales. De estos últimos, 317 están ubicados en Loma Campana. Aunque el grupo aporta apenas el 0,81% del crudo no convencional actual, acumula una producción histórica de 117,6 millones de barriles.
La recuperación de esos pozos podría requerir menos capital que una perforación nueva, ya que cuentan con instalaciones de superficie, ductos y locaciones existentes. Un pozo no convencional greenfield demanda entre 8,5 y 13 millones de dólares, mientras que la reintervención permitiría aprovechar parte de la infraestructura ya construida.
El desafío está determinado por la declinación de la producción. La base preexistente cae 39,2% anual y, para compensar la pérdida prevista de 254,5 mil barriles diarios durante los próximos doce meses, serían necesarios 399 pozos nuevos. Si además se buscara repetir el crecimiento interanual del 26,3%, el requerimiento subiría a 611 conexiones y a un capex estimado de 6.100 millones de dólares, junto con 6,9 millones de toneladas de arena.
En paralelo, la revitalización de pozos maduros aparece como una alternativa para reducir la presión sobre los equipos de fractura y la logística. La estrategia también alcanza al convencional, donde la recuperación secundaria y terciaria y una mejor asignación de capital podrían extender la productividad de activos en cuencas como el Golfo San Jorge.
