La compañía nacional encabezó en ambos procesos la tarea de innovación y desarrollo del conocimiento necesario, que si bien con una perspectiva histórica se trata de dos descubrimientos y puesta en valor de distintas magnitudes se asemejan en el poder transformador de la matriz energética, la capacidad de abastecimiento y el aporte a la economía.

El geólogo en exploración de YPF, Jorge Hechem, explicó -en un informe- que el yacimiento Loma La Lata, en la formación Sierras Blancas, poseía al momento del descubrimiento reservas totales recuperables por alrededor de 28000 millones de metros cúbicos (10 Tcf) de gas y más de 20 millones de metros cúbicos de condensado, lo que constituyó, no sólo por su tamaño, sino por su influencia, uno de los hallazgos exploratorios más importantes de la historia de la empresa de bandera y de la actividad petrolera en general.

El yacimiento está ubicado en el centro de la Cuenca Neuquina, a unos 100 kilómetros de Plaza Huincul -donde en 1918 se produjo el descubrimiento oficial de petróleo, señala la nota de Ignacio Ortiz en Télam.

El pozo con el que nació el mayor yacimiento de la cuenca, denominado YPF.Nq.LLL.x-1, fue perforado a principios de 1977, casi 60 años después y tras 17 años de trabajos específicos en el lugar.

Aquel pozo mostró un rendimiento excepcional con un caudal inicial de 325.000 metros cúbicos y 84 metros cúbicos de condensado, lo que abrió paso a un período de amplio horizonte productivo gasífero con una directa influencia en la matriz energética nacional a favor del gas, lo que permitió la extensión de las redes domiciliarias, la provisión a industrias, la generación de electricidad y el surgimiento del GNC.

Muchos años después, cuando Loma de La Lata y los yacimientos convencionales en todo el país ya habían entrado en declinación, la irrupción de Vaca Muerta en el panorama local y global abrieron un nuevo capítulo por la riqueza del recurso con la identificación de 308 TCF de gas y 16,2 miles de millones de barriles de petróleo, según el informe del año 2013 elaborado por la EIA (Energy Information Administration de los Estados Unidos)

El gran potencial de la formación no convencional ya se anticipaba a aquel reporte, y así lo entendió YPF que fue la encargada de iniciar el proceso de "deriskear el play", como definen en el sector al proceso de conocimiento geológico de la roca y el desarrollo técnico y tecnológico de la producción, a la cual sus ingenieros empezaron a enriquecer con intensidad a partir de 2012, el momento de la recuperación de la compañía.

Ese aprendizaje que encaró YPF se orientó no sólo al tipo de roca que se encuentra a partir de los 2500 metros de profundidad, sino a la técnica que se requería para una producción económicamente viable a partir de la utilización la fracturación hidráulica o fracking, que por su uso de agua, arenas especiales y químicos para la estimulación debió superar la instancia inicial de cuestionamientos.

La fracturación hidráulica no era nueva en la industria porque ya venía siendo rápidamente desarrollada en las formaciones no convencionales de los Estados Unidos, como la de Permian o la de Eagle Ford, por lo cual la estrategia de YPF fue buscar no solo el capital millonario sino también el conocimiento adquirido de manera previa por las grandes petroleras globales.

Así llegó el casi fundacional, aunque tampoco menos cuestionado, acuerdo con la petrolera estadounidense Chevrón, para el desarrollo de la hoy emblemática área Loma Campana, que se ubica prácticamente en la misma locación de Loma Campana y en donde YPF tiene el mayor centro operacional de la formación.

Loma de la Lata es el yacimiento histórico de la cuenca y una parte del mismo, que está ubicada en la zona norte, es lo que hoy en día se conoce como Loma Campana. La primera sigue produciendo gas convencional y la segunda es la principal referente en no convencional.

Aquel punto de partida para a formación abarca una extensión de 290 Km2 (1% de Vaca Muerta) y la inversión total del proyecto se prevé que será de U$S 16.200 millones durante los 35 años de desarrollo concesionados por Neuquén, con regalías por unos US$ 8,500 millones.

Ese aprendizaje conjunto, al que siguieron luego acuerdos con otros gigantes como Dow, Petronas, Shell y Equinor y continúa hoy en la misma política para sumar nuevas áreas a producción, es lo que le permitió en poco más de cinco años lograr un nivel de capacidad que en Estados Unidos llevó dos décadas, superando las expectativas de la famosa curva de aprendizaje.

Hoy, por ese know how adquirido, el costo de producción de un pozo no convencional de Vaca Muerta se encuentra prácticamente al nivel de competitividad del mejor desarrollo de Estados Unidos, pero con el aliciente que marcan los expertos de contar en el shale neuquino una mejor productividad.

Tras ese recorrido, YPF hoy es el principal productor de petróleo en Vaca Muerta: representa el 60% de la producción de la formación y, durante los últimos doce meses, aumentó su producción acumulada 48.5% interanual.

Esto último permitió a la petrolera nacional explicar el 55% del crecimiento de la producción registrado en la formación.

En una última retrospectiva, así como la producción gasífera de Loma de la Lata alcanzó tal volumen que motivó la construcción de los gasoductos del Centro Oeste a inicios de los 80, y el Neuba II hacia finales de los 80; Vaca Muerta hoy encara un nuevo troncal que permitirá dar un gran salto productivo a Vaca Muerta con el tendido del Gasoducto Néstor Kirchner, en proceso de licitación.

Algo similar ocurre con el crudo, en el cual YPF está embarcado en un proyecto para duplicar la capacidad de transporte del caño que opera Oleoductos del Valle desde la Cuenca Neuquina a Bahía Blanca, y en la recuperación del Oleoducto Transandino que dará una salida exportadora a Chile y a otros mercados a través del Pacífico. (Télam).