Mientras YPF redefine sus inversiones y evalúa como seguir adelante con los proyectos no convencionales en Vaca Muerta, ExxonMobil, Shell y Total continúan con sus proyectos de shale en la cuenca neuquina.

Mediante su subsidiaria XTO, Exxon comenzó a perforar su primer pozo horizontal en Vaca Muerta en sus dos bloques, Bajo del Choique y la Invernada, donde planea un piloto de 250 millones de dólares para los próximos años.

La petrolera compró XTO hace años por 30.000 millones de dólares. Fue su desembarco en el mundo no convencional: la adquisición la convirtió en la principal productora de shale oil de América del Norte.

Su estrategia pasa por pocos pozos de rama horizontal larga y con muchas fracturas. Los dos primeros que hizo, sin embargo, son verticales. Y uno de ellos se metió entre los más productivos de Vaca Muerta.

Según el especialista Luciano Codeseira, de la consultora Código Energético, el X-2 de Bajo del Choique tuvo un pico productivo de 130 metros cúbicos, una cifra difícil de encontrar. El gran desafío, sin embargo, es que esas perforaciones sostengan los niveles, se indica en una nota de Roberto Aguirre en el Diario “Río Negro”.

En el caso de la angloholandesa Shell está pronta a inaugurar una gran planta de separación con una capacidad de 10.000 barriles por día al norte de El Chañar. Allí espera conectar sus pozos de Cruz de Lorena y Sierras Blancas, donde también invertirá unos 250 millones de dólares en la etapa piloto.

La estrella aquí es el pozo horizontal 1005, que llegó a devolver 136 metros cúbicos día. El objetivo de la empresa es conseguir bajar a 8 millones de dólares estos pozos tipo para hacer rentable la explotación.

Por su parte, la francesa Total es la que más terreno recorrió en Neuquén. Su nave insignia es Aguada Pichana, un gigantesco yacimiento en el corazón gasífero de la provincia que aún no tiene concesiones no convencionales y cuyo permiso vence en 2027.

La firma lanzó dos pilotos uno tight y otro shale que avanzan a paso rápido, con una ventaja competitiva central en relación a sus competidoras extranjeras: tiene capacidad ociosa de transporte y tratamiento. Fuentes provinciales aseguraron que ya hubo contactos para negociar una permiso de explotación de 35 años.

Los pozos 312 y 313 de ese bloque, según Código Energético, llegaron a devolver hasta 400.000 metros cúbicos de gas al día, otra cifra extraordinaria para las formaciones no convencionales.

Total también apuesta al shale gas de Rincón de la Ceniza, un bloque que, dicen sus técnicos, también hay muy buenos prospectos. Aquí, junto con Shell y la provincial GyP, invertirá unos 300 millones de dólares.