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Exxon analiza nuevas tecnologías para duplicar su producción

El CEO de Exxon, Darren Woods, dijo que la compañía tiene como objetivo duplicar la cantidad de petróleo producido en sus campos de shale en Estados Unidos durante un período de cinco años mediante el uso de nuevas tecnologías de fracking.

La ciencia del fracking “no se entiende bien… Todavía queda mucho petróleo en el suelo”, ya que Exxon actualmente recupera solo 10% de los recursos de shale de sus operaciones, pero una primera ola de nueva tecnología pronto podría “desbloquear” la producción de crudo, dijo Woods en la conferencia de Decisiones Estratégicas de Bernstein en Houston.

Woods dijo que la compañía está trabajando en dos áreas específicas para mejorar el fracking: quiere poder fraccionar a lo largo de segmentos de pozos laterales mucho más largos para que se drene más roca empapada de petróleo, y quiere mantener las grietas abiertas por más tiempo para impulsar el flujo de petróleo en lugar de tener que usar arena para evitar que las fracturas se cierren.

Asimismo, Bloomberg informó que Exxon está avanzando con un complejo petroquímico multimillonario que considera la piedra angular de su estrategia de crecimiento en China, incluso cuando las tensiones políticas empujan a otras empresas a reevaluar su exposición allí.

Según el informe, los ejecutivos de la compañía han realizado varios viajes este año para verificar el progreso del proyecto en Huizhou, que es el más grande de una docena o más de nuevos proyectos en China que ahora están desarrollando empresas que producirán etileno.

En cuatro años, la producción convencional cayó un 13%

Los indicadores de la producción convencional siguen siendo negativos. Es que en los últimos cuatro años, la actividad cayó más de un 13%. Así lo marca el informe fue elaborado por el Observatorio de Economía de la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco (UNPSJB).

Según al informe al que tuvo acceso eolomedia, la Cuenca del Golfo San Jorge continua representa el 35% del total nacional, pero su producción no logra revertir la tendencia a la baja de los últimos años.

Si se toman en cuenta a todas las cuencas productivas del país se obtiene un crecimiento del 13,4%, explicado particularmente por la suba de la Cuenca Neuquina en un 27,4%, a partir de los recursos no convencionales. El rol de Vaca Muerta explica este incremento y las proyecciones marcan que esos registros aumentarán aun más con el proyecto Duplicar de Oldelval, la reactivación de Otasa y el oleoducto Vaca Muerta Sur que lleva a cabo YPF.

2023 Petróleo en la CGSJ y ARG

La situación no es la misma para la región que integran el sur de Chubut y el norte de Santa Cruz. El informe del Observatorio de Economía marca que en el 2022 se estableció una baja de la producción del 1,08% con respecto al 2021. Es que en el último año se extrajeron 11.753.619 mientras que en el 2021 se produjeron 11.881.621 metros cúbicos. Al evaluar los 4 primeros meses del año 2023 y comparar contra 2019, la retracción de la cuenca se eleva a más del 13%.

El dato más alarmante es que si se compara la producción del primer cuatrimestre de 2019 con el mismo periodo de este año se establece que la Cuenca del Golfo San Jorge sufrió una caída del 13,3%. Es que en los primeros cuatro meses del año prepandemia se alcanzaron los 4,4 millones de metros cúbicos mientras que en el primer cuatrimestre de este año se redujo a 3,85 millones de metros cúbicos.

La región sufre la caída de su producción debido a cuestiones geológicas y a la migración de las inversiones hacia Vaca Muerta. La atención está puesta en los trabajos que puedan hacer las compañías para darle un nuevo horizonte a la producción convencional.

Mendoza: el objetivo de detener la caída de la producción

Mendoza comenzó la difícil tarea de detener la caída de la producción. La administración de Rodolfo Suárez implementó diferentes medidas que permitió revertir una tendencia agudizada por la declinación natural de los yacimientos maduros y agudizada por las medidas implementadas durante la pandemia.

“En estos dos últimos años pospandemia, la provincia ha implementado mecanismos para mantener los niveles de producción de petróleo convencional, logrando incentivar las inversiones e incremento de producción. En este sentido, las empresas operadoras han llevado a cabo planes de reactivación y optimización de pozos, como también han reactivado la actividad de perforación de pozos productores en la provincia de Mendoza, después de varios años de inactividad”, afirmó el director de Hidrocarburos de Mendoza, Estanislao Schilardi.

Como resultado, en 2022 se invirtieron 301 millones de dólares en upstream en todo Mendoza, por lo que superó en 80% las inversiones ejecutadas en 2021.

Durante este año se licitan 12 áreas hidrocarburíferas con el nuevo modelo de “licitación continua”, que agiliza y da continuidad a las inversiones con llamados sucesivos, que además permiten facilitar y agilizar las etapas del proceso licitatorio.

También se encuentran en marcha los siguientes proyectos, que han logrado subir de forma exponencial la producción y las inversiones presentes y futuras:

Vaca Muerta: YPF invertirá 17 millones de dólares en dos pozos exploratorios, con la perspectiva de desarrollar 100 pozos.

Lindero de Piedra: Hattrick / Emesa solicitaron la concesión por 25 años, con un plan de inversión de 27 millones de dólares. En 2022, se perforaron 3 pozos productivos y actualmente, se encuentra en perforación el primero de 5 pozos más. Producción en marzo 2023: 38 m3/día vs promedio 2022 = 29 m3/día. (+31%).

El Sosneado: Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) solicitó y obtuvo en 2022 una prórroga de concesión por 10 años más. Perforaron 5 pozos y en 2023 estiman perforar 4 pozos más. Producción del primer trimestre 2023 = 177 m3/día vs promedio 2022 = 155 m3/día. (+14%)

Chañares Herrados: Aconcagua / CrownPoint. Fue adjudicada en marzo 2021, con inversiones por 85,7 millones de dólares. Producción primer trimestre 2023: 185 m3/día vs promedio 2022: 179 m3/día frente a marzo de 2021: 80 m3/día (130% de incremento). Picos de 240 m3/día.

Vega Grande / Loma de la Mina: El yacimiento fue reactivado por la Empresa Mendocina de Energía (Emesa) luego de estar 2 años y medio parado, con producción promedio 9 m3/día. Hoy tiene una producción de 52 m3/día.

Piedras Coloradas/Cacheuta: CGC se hizo cargo del área en junio 2021, con Mendoza Activa. Lograron incrementar producción de 190 m3/día a 220 m3/día (+16%).

Llancanelo: YPF lleva adelanto su proyecto de crudo extrapesado, con una inversión comprometida de 103 millones de dólares. Producción del primer trimestre 2023: 327 m3/día frente a un promedio de 2022: 223 m3/día (+47%).

Confluencia Sur: En 2022 se otorgó prórroga de concesión a Aconcagua Energía. Producción primer trimestre 2023: 127 m3/día frente a un promedio en 2022 de 108 m3/día (+17%).

Vaca Muerta registró una leve caída en su producción de crudo

La producción de petróleo en Neuquén fue de 328.082 barriles por día en abril, lo que representó un crecimiento de 24,01% interanual y una caída de 1,27% respecto al mes anterior.

De esta forma, el acumulado de los primeros cuatro meses de 2023 reflejó un aumento de 26,33% frente a igual período del año pasado.

“En abril, la producción de petróleo en la provincia de Neuquén siguió su ritmo alcista en comparación con el año pasado. Nueve de cada diez barriles provienen de Vaca Muerta”, señaló el parte de prensa.

Según lo informado por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, el descenso mensual obedeció principalmente a la baja de producción de las áreas Bajada del Palo Oeste, La Amarga Chica, Sierras Blancas y Mata Mora Oeste.

En esos puntos en abril se conectaron menos pozos, una situación que se puede dar en determinados meses en particular.

En tanto, la producción de gas en abril último fue de 83,13 millones de metros cúbicos diarios, lo que implica un crecimiento del 1,79% con respecto a marzo, del 6,14% en comparación a abril de 2022 y del 3,2% en la variación acumulada enero-abril de este año.

“El aumento en comparación con marzo se debe principalmente al incremento en la producción de las áreas Aguada Pichana Este, Fortín de Piedra, El Mangrullo y Loma La Lata-Sierra Barrosa”, señaló el comunicado.

La participación del petróleo no convencional en la producción total de abril fue del 91%, mientras que en la producción de gas el no convencional llegó al 82%.