OIL & GAS

Los 5 pilares de la estrategia de YPF para desarrollar Vaca Muerta

El vicepresidente de Upstream de YPF, Pablo Bizzotto, detalló el plan de la compañía para seguir liderando la actividad en el shale.

“De pioneros a líderes” es el lema bajo el cual se embandera YPF, la petrolera de mayoría accionaria estatal, en la nueva etapa de Vaca Muerta, que este año invertirá 2.053 millones de dólares y concentrará el 90 por ciento de su actividad en el cluster de petróleo no convencional de la zona de Añelo. 

“YPF es la sexta compañía en el mundo en inversiones en shale oil”, aseguró el vicepresidente de Upstream de YPF, Pablo Bizzotto, durante una visita de Patagonia Shale a Loma Campana.

El directivo destacó que la empresa y sus socias llevan invertidos 12 mil millones de dólares desde 2013, ha perforado casi 1.000 pozos y cuenta con 550 especialistas en negocio no convencional que se formaron en una carrera frenética que en un principio tenía como norte la producción de petróleo y gas y hoy hace sintonía fina con la rentabilidad como principal desafío.

“YPF creó la industria no convencional en la Argentina”, subrayó el directivo, aunque esa medalla no lo deja conforme: “queremos seguir siendo líderes”. 

Según explicó, la estrategia de la petrolera para avanzar en Vaca Muerta tiene cinco fases:

1. Acelerar los desarrollos de shale oil: 

Este año destinará el grueso de sus inversiones a Loma Campana (junto con Chevron), donde planea pasar de 40 mil barriles diarios de petróleo a 50 mil; Bandurria Sur (con Schlumberger), donde espera duplicar la producción actual de 5 mil barriles diarios; y La Amarga Chica (con Petronas), donde produce 10 mil barriles y el objetivo es alcanzar los 20 mil a fines de 2019. En estas dos últimas áreas construirá dos plantas de tratamiento de crudo que demandarán 75 millones de dólares cada una. 

El año próximo, YPF pondrá sus fichas en Aguada San Roque, bloque que opera Total, y Bajada de Añelo, operado por Shell. Mientras que en 2021 lo hará en Bajada del Toro (en sociedad con Equinor), Loma La Lata Oeste y Chihuido de la Sierra Negra. Para 2022, el objetivo es desarrollar Loma La Lata Sur.

Con ese nivel de actividad, la compañía espera elevar la producción operada de petróleo de 60 mil barriles diarios a 300 mil barriles en 5 años. Hoy produce 225 mil barriles en todo el país. 

“YPF es la sexta compañía en el mundo en inversiones en shale oil”, aseguró Bizzotto.

2. Replicar el éxito en Loma Campana en áreas cercanas:

Entre 2015 y 2016, YPF cambió la estrategia inicial de perforar pozos verticales, los cuales no resultaron rentables. Tras la caída del precio del barril a nivel mundial, la petrolera bajó el pie del acelerador y optó por realizar pozos horizontales, que permitieron incrementar ocho ves la productividad del shale. 

Los avances en los diseños de las perforaciones y en las fracturas junto con los avances tecnológicos y ramas laterales más extensas permitieron bajar de 32 dólares a 9 dólares el costo de desarrollo, y todo indica que será de 8 dólares a fin de año.

Bizzotto: “El shale es igual que el golf, es la competencia contra uno mismo”.

“Hoy Chevron replica las mejores prácticas de Loma Campana en el Permian de Estados Unidos”, señaló Bizzotto.

Según el directivo, el break even se ubica por debajo de los 40 dólares el barril, lo que hace que los desarrollos de YPF sean competitivos con las mejores cuencas no convencionales estadounidenses.  

“Estados Unidos tiene una escala tan grande que nunca pensé que íbamos a competirles. Pero hemos mejorado tanto en la eficiencia y Vaca Muerta es tan buena desde el punto de vista de la productividad, que lo que no tenemos en escala lo tenemos en calidad de la roca”, confió el directivo. “El shale es igual que el golf, es la competencia contra uno mismo”, agregó.

La mejora continua que muestra la compañía se sostiene en tres pilares: la realización de pozos más largos (comenzó a perforar dos de 4.000 metros de rama lateral); la geonavegación que permite aterrizar las perforaciones en segmento más productivo de la roca; y el modo factoría: tener una receta para hacer los pozos de forma repetitiva mejorando la eficiencia de las operaciones. 

3. Expandir las fronteras de Vaca Muerta con nuevos pilotos:

La petrolera nacional inició este año la segunda ola exploratoria en Vaca Muerta para integrar otros 2.000 km2 de superficie a desarrollar. Para ello, destinará 500 millones de dólares entre 2019 y 2020.

4. Gestionar acres con nuevos socios de primer nivel mundial:

YPF opera el 35% de la superficie del shale neuquino, para poder desarrollar más yacimientos deberá conseguir nuevos socios que aporten capital. 

5. Desarrollar de forma gradual el shale gas para evitar cortes de producción: 

La falta de mercado por la demanda estacional de la Argentina junto con la caída de precios del gas tras la irrupción de Fortín de Piedra, de Tecpetrol, que en un año sumó 15 millones de metros cúbicos diarios de producción -subsidiada por el Estado mediante la polémica Resolución 46-, puso en stand by varios proyectos. En ese escenario, YPF hará foco en los prospectos de gas condensado para asegurarse la rentabilidad de sus inversiones.  

YPF junto a un consorcio de petroleras extranjeras evalúan la construcción de una planta de LNG en Bahía Blanca para exportar el gas de Vaca Muerta a Asia.

“El gas va a poder desarrollarse cuando argentina tenga una planta de GNL porque el mercado interno y la exportación regional no alcanzan”, explicó Bizzotto. Comentó que YPF lidera un consorcio de petroleras que evalúan la construcción de una planta de LGN en Bahía Blanca para exportar al mercado asiático. Se trata de una inversión de gran magnitud, del orden 5.000 millones de dólares y la obra demandará unos 5 años. 

“Se está evaluando la factibilidad con las compañías más grandes del mundo con socias como Chevron y Shell que ya tienen ese negocio en otros países”, agregó.

La arena, insumo imprescindible

La rentabilidad de Vaca Muerta está condicionada a la capacidad de las operadoras de bajar sus costos. La arena utilizada para sostener las fracturas hidráulicas representan hasta el 30% del costo de un pozo horizontal.

Para incrementar la eficiencia en el manejo de ese insumo clave, la petrolera nacional montó una planta de procesamiento y separación en Loma Campana, que demandó una inversión de 150 millones de dólares. Funciona las 24 horas del día y el objetivo es cerrar el año con 800 mil toneladas producidas para incrementar la actividad en 2020 a 1,4 millón.

 

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