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Argentina

Fernando Giliberti, Vicepresidente de Estrategia y Desarrollo de Negocios de YPF, destacó que la producción no convencional de los últimos pozos hechos en Loma Campana junto con Chevron mostró una significativa evolución con relación a las primeras perforaciones en Vaca Muerta.

Martes 09 de Septiembre de 2014.- Son muchos los temas que se repiten como cotilleo y charlas de pasillo entre los directivos de la industria petrolera. El impacto del default, las chances de los presidenciables de cara a 2015, la nueva ley petrolera que impulsa el Gobierno y los avances de YPF en Vaca Muerta, la formación no convencional de la cuenca Neuquina, integran la agenda que preocupa al sector.

De ese póker de temas, los dos primeros están más ligados a la futurología que al análisis racional, dado que son pocos los que están al tanto de los próximos pasos que baraja el Gobierno con relación al conflicto con los holdouts, y en la Argentina de hoy un año es demasiado tiempo para realizar un diagnóstico preciso de las próximas elecciones.

Por ese motivo, Oscar Vicente, Presidente del Club del Petróleo, optó por un orador invitado del almuerzo mensual de agosto que pueda brindar detalles de cómo están avanzando los proyectos no convencionales en Neuquén. El elegido fue Fernando Giliberti, Vicepresidente de Estrategia y Desarrollo de Negocios de YPF.

En la actualidad –señaló– existen 245 pozos activos en Vaca Muerta, que producen algo más de 25.000 barriles equivalentes de petróleo (bep). Son, en rigor, 18.000 barriles diarios de crudo y 1,3 millones de metros cúbicos por día (MMm³/d) de gas, en su gran mayoría del play que conforman Loma Campana y Loma La Lata Norte, donde YPF lleva adelante el primer desarrollo masivo de shale oil y shale gas con Chevron.

Giliberti trazó un paralelismo con Eagle Ford, una de las formaciones shale de Estados Unidos que, por su composición, es comparada con Vaca Muerta. En ese sentido, indicó que YPF alcanzó su nivel actual de producción no convencional empleando casi la misma cantidad de equipos de perforación que se utilizaron en el play norteamericano. “La inversión que les demandó a las empresas de Estados Unidos que comenzaron la explotación de Eagle Ford es similar a la que ejecutamos nosotros”, precisó.

Aun así, las distancias con Eagle Ford son abismales. Produce en la actualidad alrededor de 640.000 barriles diarios de petróleo, es decir, más que toda la oferta de crudo de la Argentina (540.000 barriles). “Para alcanzar ese volumen tuvieron que invertir USD  48.000 millones”, afirmó Giliberti.
 

En marcha
 
YPF tiene activas 27 unidades de drilling en sus proyectos no convencionales. Representan un 75% de los equipos operativos en toda la industria del shale (36). El ejecutivo –que retornó al país tras la reestatización de la compañía en mayo de 2012– advirtió que “todavía estamos atravesando la etapa embrionaria” en Vaca Muerta, optimizando los procesos y métodos de perforación en la formación neuquina.

En cuanto a los pozos verticales, comentó que la empresa sigue realizando análisis petrofísicos y geológicos en pos de encontrar áreas de mejor permeabilidad para colocar la fractura hidráulica. “Estamos en la tercera etapa de perforación de pozos verticales. Hemos modificado diseños de fractura en función de la calidad de la roca. También evaluamos la inyección de distintas cantidades de arena, lo que nos permitió incrementar la acumulada de esta última tanda de pozos verticales en 16.000 barriles de petróleo”, destacó el directivo.

“Al mismo tiempo, a partir de la diversificación de proveedores de arenas, logramos bajar el costo de ese producto en un 30%. Antes concentrábamos en un proveedor, hoy tenemos cinco”, añadió.

YPF detectó en la zona oeste de Loma Campana una serie de sweet spots, tal como se conoce en la industria a los lugares de mejor rendimiento productivo. Allí están trabajando tres equipos de perforación bajo el formato de path drilling para generar un cluster productivo. Al mismo tiempo, destinó cuatro equipos de perforación a explotar el potencial de la ventana de gas emplazada en el extremo oeste de Vaca Muerta. “Este año vamos a invertir USD  1.800 millones en Vaca Muerta, más de cuatro veces lo invertido en 2012 (USD  380 millones)”, aseguró Giliberti. Este año se colocarán 200 nuevos pozos en el proyecto.
 

Definiciones conceptuales
 
La geología de Vaca Muerta –destacó– posee las mejores características que puede tener un play convencional. “Cuenta con grandes presiones, un amplio espesor y extensión lateral. El desafío es encontrar los mejores perfiles de pozos para cada zona de la formación”, explicó Giliberti.

En materia de shale gas, YPF está llevando adelante un proyecto piloto en el área El Orejano, junto con Dow. Allí ya perforó cinco pozos para investigar la producción de gas de esquisto. El programa contempla la colocación, en total, de 94 pozos para alcanzar una producción de 2,1 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) de gas.

Giliberti expresó que será clave avanzar en el conocimiento de los pozos horizontales. “Nos estamos enfocando en el índice de productividad de los pozos y no tanto en la producción en sí misma. Llegamos a la conclusión de que las mayores acumuladas se dan cuando mejor es el caudal. Entonces quizás conviene no ser tan agresivos como inicialmente quisiera el gerente financiero de la compañía, a fin de alargar la vida útil del pozo”, afirmó.
 

Defensa de gestión
 
Ya en la ronda final de preguntas de los asistentes, Eduardo Barreiro, consultor en hidrocarburos, sostuvo que, según los datos actualizados a junio de este año que publica la Secretaría de Energía, existían 280 pozos perforados en Loma Campana, con una producción media de 63 barriles diarios de crudo. Y sobre esa base consultó a Giliberti sobre la rentabilidad del proyecto emplazado en Vaca Muerta.

“El proyecto que encaramos en Loma Campana con Chevron prevé la perforación total de 1.400 pozos. Hay cinco sesiones distintas de perforación de pozos en el play y cada una tiene medias de producción variantes. Nosotros pensamos la rentabilidad a futuro. Si tomáramos los números que presentás (por Barreiro) nunca hubiéramos invertido, porque la acumulada no parece ser suficiente. Pero los proyectos son rentables a largo plazo”, respondió Giliberti. “De hecho, si computaras el promedio de producción de los últimos 15 pozos que perforamos quizás te preguntarías si no tenemos una máquina de hacer dinero”, planteó.

Inmediatamente después, Carlos Grimaldi, Director de Medanito, indagó sobre cómo lidia YPF con la presión política del Gobierno para mostrar resultados favorables en Vaca Muerta. Sereno, Giliberti recogió el guante: “Ésta es mi segunda etapa en YPF, pero en toda mi carrera en esta compañía siempre existió la presión de bancar el ritmo de la industria. Siempre tenemos el peso y la responsabilidad de llegar antes a las oportunidades. No es una novedad”. “Sabemos que hay otras agendas, pero eso no nos tuerce el rumbo”, enfatizó.

Y cerró con un mensaje desafiante para el resto de la industria. “Que Vaca Muerta se convierta en una cuenca productora de shale oil y shale gas depende de la integración de los diferentes players. No alcanza con una sola compañía”, advirtió y recalcó: “YPF no puede hacerse cargo de todo el mercado. Si el resto de las petroleras adquiere un ritmo de inversión, es probable que en cinco años alcancemos un nivel de producción pujante”.

Revista Petroquímica

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