La petrolera estatal YPF prevé alcanzar en el último cuatrimestre de 2018 un costo de desarrollo de sus pozos en Vaca Muerta similar al que existe en Estados Unidos para no convencionales, de alrededor de 10 dólares por barril equivalente de petróleo, y de cara a ese objetivo encaró un conjunto de perforaciones piloto para lograr ese salto de calidad en la productividad de sus operaciones.

 

Así lo planteó el gerente ejecutivo de Recursos No Convencionales de YPF, Pablo Bizziotto, al participar en una mesa sobre Desafíos y Oportunidades de la industria en América Latina que se desarrolló esta tarde en el marco de la Conferencia de la Sociedad de Ingenieros en Petróleo que se realiza en el Hotel Sheraton Retiro, de Buenos Aires.

 

“YPF redujo notablemente su costo desarrollo por pozo en petróleo al pasar en 2015 de los 32 dólares por boe a los actuales 13 dólares por boe, básicamente porque pudimos ejecutar la estimulación de los pozos con las etapas planificada, identificamos los mejores niveles de navegación y optimizamos nuestros procesos de construcción”, explicó Bizziotto.

 

Del encuentro participaron, además de Bizziotto, Jorge Enrique Ponce, de Wintershall Energia; Carlos Alejandro Berto de Tecpetrol; y Ricardo Livieres de ExxonMobil; quienes expusieron las experiencias técnicas sus emprendimientos en Vaca Muerta y plantearon sus perspectivas de desarrollo del yacimiento.

 

En su exposición, Bizziotto detalló que este costo de desarrollo se alcanzó con pozos horizontales de 1.500 metros, con hasta 20 etapas de fractura y con un costo asociado de 7,5 millones de dólares por pozo en un punto de equilibrio de 43 dólares por barril.

 

“Ahora el nuevo norte de YPF es alcanzar en el último cuatrimestre de 2018 un valor de 10 dólares por barril, lo que vamos a lograr con pozos más largos luego de haber alcanzado el nivel de confianza y conocimiento con los horizontales de 1.500 metros”, señaló el directivo.

 

En ese sentido, Bizziotto adelantó que los próximos pasos técnicos de la petrolera en Vaca Muerta es hacer pozos extendidos más largos y llevar todos los equipos al límite técnico con la base de diseño de 2.500 metros horizontales para todos los nuevos pozos que se encaren en las distintas áreas en las que opera.

 

Para ello, YPF encaró este año “un pozo piloto de geonavegación con cuatro pozos que puede llegar a ser un nuevo salto de calidad en la productividad”, anticipó el gerente de no convencionales de YPF, y agregó que “ya está cerrada la planificación de un pozo de 3,200 metros que va a empezar a ser perforado en el segundo semestre del año”.

 

Este futuro pozo tendrá como objetivo un costo de entre 12 y 15 millones de dólares, con 40 etapas de fractura y en 42 días de perforación, lo que permitirá reflejar el grado de desarrollo que está alcanzando el yacimiento respecto a los que se está registrando con sus pares de los Estados Unidos.

 

Sobre el grado de conocimiento de la roca y de desarrollo tecnológico, Bizziotto resaltó que el 100% por ciento de los pozos que viene realizando YPF desde 2016 fue fracturado con arena nacional y hoy la empresa dispone de toda la tecnología de ultima generación en la Cuenca Neuquina que se está “probando en tiempo real” con Estados Unidos.

 

Este mismo progreso la compañía lo está logrando en la producción de gas, para lo cual el directivo ejemplificó que en El Orejano se lograron costos de desarrollo por debajo de los 2 dólares por millón de BTU, lo cual atribuyó a la técnica de construcción y estimulación de pozos, el muy buen resultado de la compresión del recurso y el gerenciamiento del yacimiento

Para mejorar la relación productividad/costos, el gerente de YPF consideró necesario “seguir trabajando en la logística de agua y arena al trabajar en distancias cada vez más grandes, trabajar en la reducción de costo unitario como industria en coordinación con el Estado por la incidencia impositiva importante.

 

Al respecto, también planteó la necesidad de “implementar la adenda acordada a comienzos de año sobre el acuerdo colectivo de trabajo de los petroleros privados”, a lo que también sumó la importancia de seguir trabajando en la capacidad de evacuación de petróleo y gas y fortalecer la operación centralizada de la compañía desde Loma Campana.

 

Por su parte, Ponce, el gerente de Complementación y Estimulación de Wintershall, consideró que Vaca Muerta se está desarrollando a “un ritmo tremendamente lento por limitaciones en la capacidad económica, logística y de infraestructura”, por lo que advirtió que “sin ganar en volumen será muy difícil desarrollar Vaca Muerta”.

 

Para Ponce, las características del yacimiento exige “aplicar ingeniería de alto vuelo” para acercarse al desempeño de los Estados Unidos pero confió en que “lograr ser más eficientes permitirá afrontar los tiempos de precios bajos hasta alcanzar el pronóstico que la industria tiene de viento de cola en los próximos 3 a 5 años”.

 

Para el directivo de ExxonMobil reseñó que la visión actual de la empresa es “focalizar esfuerzos en las áreas de mayor potencial para obtener mejor conocimiento de las concesiones de explotación”, y además “buscar sinergias y eficiencia en las operaciones con otros socios de bloques adyacentes que permite compartir infraestructura”.

 

“Antes de ir a un desarrollo masivo de Vaca Muerta, la empresa considera indispensable una mayor conectividad entre bloques para entender mejor la comercialidad de los distintos productos”, resaltó Liviares al resumir la experiencia de ExxonMobil desde 2013 en el yacimiento con la perforación de más de 170 pozos y la participación en 11 bloques.

 

Por su parte el directivo de Tecpetrol consideró que los desafíos operativos tienen que ver para la compañía con los equipos, la mayor eficiencia, el personal calificado, la reducción de costos, la maximización de todas las instalaciones e incluso la ampliación de las existentes y asegurar la logística.