YPF en Vaca Muerta: crece en petróleo y cancela los proyectos de gas

En un contexto de reducción de inversiones y de flojos resultados financieros, durante 2019 YPF mejoró la productividad en Vaca Muerta a través de la extensión de la longitud de los pozos, cambios en el diseño de la estimulación y reducción de costos de perforación y completación.

Según destacó la petrolera nacional en el reporte elevado a la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos, “los escenarios internacionales y locales nos desafían a ajustar nuestra eficiencia y costos para ser competitivos”.

El brote de COVID-19 complicó toda la planificación de la empresa para 2020 y el futuro del negocio en el corto plazo. “No podemos garantizar que podremos obtener el financiamiento necesario u obtener financiamiento en los mercados financieros internacionales o locales a un costo razonable y en términos razonables para implementar nuestro nuevo plan de negocios”, señaló YPF en el reporte enviado a la SEC.

La compañía destacó que la demanda de naftas y diesel ha disminuido un 70% y 40 %, lo cual afecta considerablemente su flujo de caja.

Pozos más largos y más productivos

Durante 2019, la producción no convencional de YPF en Neuquén fue de 124,5 mil barriles equivalente de petróleo diarios (kbep/d), lo que representa el 24,2% de la producción total de la empresa.

La mejora de la productividad del shale estuvo relacionada con el diseño de los pozos. Durante 2019, el largo horizontal estándar de los pozos de YPF en Vaca Muerta alcanzó los 2.500 metros.  La compañía continuó desafiando el límite técnico y perforó el pozo más extenso de la cuenca alcanzando un tramo horizontal de 3,890 metros (7,190 m de profundidad).

Este tipo de diseño sirve para estudiar la evolución hacia pozos que excedan los 3.000 metros.

Mientras que para garantizar el autoabastecimiento de arena y enfrentar un escenario de demanda creciente (800 millones de toneladas en 2019 frente a 370 millones de toneladas en 2018), YPF expandió sus capacidades de producción y de transporte. En 2020, planea comenzar las operaciones de una cantera en Entre Ríos.

En el campo de estimulación hidráulica la compañía viene probando la utilización de mayor intensidad de arena y agua, con buenos resultados. Por eso, está revisando los diseños de los pilotos para hacerlos más eficientes.

Los principales proyectos desarrollados por la petrolera bajo control estatal durante el año pasado en el shale neuquino fueron: 

LOMA CAMPANA

Durante 2019, YPF se enfocó en aumentar las longitudes laterales y las etapas de fractura de los pozos para mejorar su productividad en el principal desarrollo de shale oil fuera de Norteamérica.

En 2017 los pozos de la compañía tenían, en promedio, 1.700 mts de longitud horizontal y 20 etapas de fractura. Dos años después, elevó el promedio a 2.400 metros de rama lateral y 35 etapas de fractura, cuyo costo se redujo de 488 dólares en 2017 a 315 dólares en 2019, es decir un 35%.

Entre 2017 y 2019, YPF redujo un 35% el costo de las fracturas hidráulicas en Vaca Muerta.

El año pasado, YPF y Chevron perforaron en Loma Campana 48 pozos horizontales, pusieron 25 en producción, y desembolsaron u$s 582 millones. El pico de producción del área se alcanzó en agosto con 46,2 mil barriles diarios.

El diseño de estimulación de High Density Completion (HDC) mostró resultados prometedores en comparación con campañas anteriores. Los análisis preliminares muestran un aumento de la recuperación máxima estimada (EUR) con respecto a 2018.  

A su vez, hay proyectos en progreso como el uso de arena 100% natural (se eliminó el porcentaje de agente de soporte cerámico), fluidos de baja viscosidad y los ajustes de la secuencia de bombeo. Además, se están ejecutando pilotos con espacios bien separados para evaluar estrategias de desarrollo optimizadas en ciertas áreas del campo.

YPF también hizo pozos horizontales en áreas que ya habían sido explotadas con perforaciones verticales en los primeros años de explotación de Loma Campana y que tuvieron un flojo rendimiento. Las nuevas perforaciones arrojaron buenos resultados. «Esto fomenta la posibilidad de regresar a ciertas áreas del bloque y mejorar el factor de recuperación en ellas”, asegura YPF. La zona desarrollo se expandió del sector Este al Sureste y al Centro del campo.

LA AMARGA CHICA

YPF y la petrolera malaya Petronas están asociadas en ese bloque desde diciembre de 2014. En 2018 completaron la fase piloto y durante el año pasado perforaron 41 pozos y pusieron en producción unos 20, con un rendimiento superior a lo esperado. Los rangos de diseño de pozos alcanzaron un promedio de 1.900 m de longitud lateral y 28 etapas de fractura. Además, ya tienen apuntadas cinco zonas de aterrizaje en la roca.

El año pasado las compañías invirtieron u$s 453 millones y el campo registró un pico de producción en diciembre con 17,1 mil barriles diarios.

BANDURRIA SUR

Durante 2019, YPF y su por entonces socia Schlumberger, invirtieron en esa área 221 millones de dólares. Perforaron 14 pozos horizontales, y pusieron 8 en producción en el último trimestre del año. El pico de producción se alcanzó en diciembre de 2019 con 7 mil barriles diarios de shale oil.

En Bandurria Sur la compañía nacional perforó en diciembre el pozo horizontal más grande de Vaca Muerta -YPF.Nq.LCav-45 (h)- de 7.190 metros de profundidad.

En enero de de este año, Shell y Equinor compraron la participación de Schlumberger en el área y un porcentaje del paquete de YPF, en lo que fue la operación récord para Vaca Muerta. 

BAJO DEL TORO 

El año pasado, YPF y Statoil invirtieron 24 millones de dólares y realizaron dos pozos en el bloque y pusieron en producción dos pozos perforados en 2018. 

CHIHUIDO DE LA SIERRA NEGRA- NARAMBUENA

En sociedad con Chevron, la compañía nacional empezó a expandir las fronteras de Vaca Muerta hacia el norte de la provincia de Neuquén, en la zona de Rincón de Los Sauces. El año pasado, las empresas iniciaron en esos bloques un piloto exploratorio, que incluyó la perforación de cuatro pozos horizontales que aterrizaron en tres zonas diferentes. Dos de ellos se completaron y los otros dos se terminarán durante 2020. La actividad implicó una inversión de u$s 37 millones.

EL OREJANO

El proyecto se encuentra en fase de desarrollo desde julio de 2016. Durante 2019, se invirtieron u$s 45 millones y se perforaron dos pozos horizontales. Cuatro pozos realizados en 2018 se pusieron en producción aunque tuvieron un rendimiento por debajo de las expectativas de la sociedad YPF-Dow.

Debido a las condiciones del mercado de gas, la producción del área fue limitada y se suspendió la completación de los nuevos pozos. 

RINCÓN DEL MANGRULLO

Durante 2019, YPF invirtió en esa área 67 millones de dólares en pozos de shale gas, para alcanzar un pico de producción en septiembre de 4.9 millones de m3 diarios. Este año no habrá actividad en el bloque por las condiciones del mercado del gas en el país. 

AGUADA DE LA ARENA

Durante 2019, se perforaron tres pozos horizontales de la fase piloto, y se pusieron en producción seis horizontales, tres de ellos ubicados en la zona de gas y tres en la zona de gas y condensado.

Los primeros pozos que se pusieron en producción en la zona de gas muestran una alta productividad similar al pozo de tipo alto en el área de El Orejano. Los rangos de diseño de pozos alcanzaron un promedio de 1.700 m de longitud lateral y 22 etapas de fractura. La actividad en esta área durante 2019 implicó una inversión U$S 60 millones. 

El campo tenía restricciones en el tratamiento de gas y la capacidad de evacuación, por lo cual durante se construyeron las instalaciones de producción temprana. El desarrollo se pospuso debido a la baja de precios y de la demanda de gas. El pico de producción se alcanzó en octubre 1.4 millones de m3 diarios. 

LA RIBERA

Este bloque, ubicado en el centro de la cuenca Neuquina, es 100% propiedad de YPF y tiene un buen potencial gasífero. El año pasado la operadora nacional puso en producción los 4 pozos perforados en 2018 y se perforó cuatro más, pero para este año canelos los planes por los bajos precios domésticos del gas. El campo tiene una capacidad de tratamiento restringida. La inversión en 2019 de u$s 98,5 millones.