Hubo más productividad en la cuenca neuquina. Hoy se encuentran Mauricio Macri y Guillermo Pereyra para hablar sobre la aplicación de la adenda petrolera.
La producción de gas y petróleo no convencional de Vaca Muerta se aceleró en marzo pese a la caída en la perforación de pozos en el primer trimestre del año, según un informe de la consultora Hub Energía. Los datos fueron difundidos en la previa de una nueva reunión entre el presidente Mauricio Macri y el sindicalista petrolero Guillermo Pereyra, en la que se hablará de los avances en la aplicación de la adenda al convenio laboral.
De acuerdo al informe, la producción de gas no convencional llegó en marzo a 28,9 millones de metros cúbicos por día, con un salto de 26% en relación al mismo mes del año anterior. Respecto al petróleo no convencional, la producción en el tercer mes de 2017 alcanzó los 39.600 barriles diarios y trepó 40% interanual.
No obstante, los resultados fueron magros en la perforación. En el primer trimestre del año se excavaron 66 pozos, 24 menos que en el mismo período de 2016 y 31 por debajo que en ese lapso de 2015. Se perforaron 46 pozos de gas natural, 19 menos que el año pasado (29,2%) y apenas uno más que en 2015.
Pereyra, secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa y senador nacional por el Movimiento Popular Neuquino (MPN), validó el informe y dijo: "Desde hace un mes las empresas empezaron a subir (poner en producción) equipos".
En diálogo con El Cronista, el sindicalista confirmó que la reunión que tendrá hoy con Macri -a las 16 en la residencia de Olivos- será para comentarle cómo se está implementando la adenda al Convenio Colectivo de Trabajo (CCT) de los petroleros neuquinos. "Corresponde que le informe, ante tantos comentarios".
Pereyra cree que los trascendidos sobre la aplicación de los cambios son "infundados" pese a que algunos ejecutivos de compañías responden con evasivas cuando se les pregunta sobre el tema. "No hay ninguna demora", aseguró el senador, quien luego del encuentro con el Presidente se reunirá con el ministro de Energía, Juan José Aranguren, que entiende que la implementación de la adenda es un "proceso gradual", que no lo preocupa.
Frente al funcionario se intentará despejar cualquier duda sobre la interna del sindicato, en la que el secretario administrativo Marcelo Rucci (también intendente de la localidad neuquina Rincón de los Sauces) es el apuntado por haber bloqueado yacimientos convencionales en abril mientras Pereyra estaba de gira en Houston con los miembros del Gobierno.
Por otra parte, la Legislatura de Neuquén aprobó esta semana una declaración que solicita al Poder Ejecutivo Nacional excluir "explícitamente" de la garantía de emisión de deuda del país los recursos hidrocarburíferos, mineros y lagos no navegables (contenidos en el artículo 236 del Código Civil y Comercial de la Nación), en función del Decreto 29/2017, firmado en enero.
La petrolera nacional diseña un pozo sin precedentes en los desarrollos no convencionales. Pretende saldar la relación costos/producción. YPF planifica una inédita perforación de 3.200 metros laterales con 40 etapas de fractura. Gastará entre 12 y 15 millones de dólares.
La primera época dorada de Vaca Muerta se construyó con miles de millones dólares, ingeniería local al máximo y una serie de “superpozos”. La apuesta fue empujar el horizonte productivo de la formación no convencional: ramas laterales más largas, más etapas de fractura y nuevas técnicas para punzar la roca generadora. Esta carrera no se terminó. YPF anunció un nuevo desarrollo con el que busca desafiar los costos del shale neuquino.
Conseguir el pozo que mejor le siente a Vaca Muerta no es una tarea sencilla, pero puede ser la ecuación que destrabe el desarrollo masivo de los no convencionales en el país. Cada formación shale del mundo es distinta a otra, e incluso puede presentar diferentes condiciones en sí misma. Esto lo sabe bien YPF que ya perforó 585 pozos con destino al shale neuquino (las otras 17 compañías suman 95 perforaciones).
Ahora, según confirmó Pablo Bizzotto, gerente ejecutivo de Recursos No Convencionales de la petrolera nacional, buscarán dar un “salto de productividad” con un megapozo geonavegado. Para esto deberán llevar una vez más la tecnología local al extremo porque, por primera vez, cruzarán la barrera de los 3.000 metros de rama lateral.
Hasta ahora sólo consiguieron ir hasta los 2.600 metros horizontales y unas 35 etapas de fractura: un tope impuesto por la tecnología disponible en el país. Incluso en Estados Unidos hay pocos ejemplos que acrediten haber superado esa distancia subterránea. Ahora el objetivo de la petrolera nacional es llegar a los 3.200 metros (unas 32 cuadras).
Bizzotto explicó, durante una conferencia organizada por la Sociedad de Ingenieros del Petróleo (SPE), que el nuevo superpozo contará con unas 40 etapas de fractura. Proyectan finalizarlos en 42 días y estiman un costo final de entre 12 y 15 millones de dólares. Actualmente la petrolera nacional gasta unos 8,1 millones de dólares para sus perforaciones horizontales que, en promedio, tienen 18 etapas de fractura.
La compañía ya anota excelentes resultados desde que cambió la conducción de los proyectos no convencionales y se volcó a las perforaciones horizontales. Según lo declarado ante el ministerio de Energía en enero pasado, perforaciones como el LLL-1305(h) muestran una producción mensual de casi 700 barriles diarios de petróleo en promedio.
La firma supo reportar picos productivos de hasta 1.700 barriles diarios, pero inmediatamente después el objetivo fue sostener buenos niveles de producción por más tiempo. Es que una de las características de las perforaciones no convencionales, que entregan mucha producción inicialmente, pero luego se desinflan rápido.
La principal apuesta delineada por Bizzotto es la reducción de costos. Desde 2013 a esta parte YPF ensayó algunos pozos “extralarge”. Por ejemplo, a finales de 2015 la compañía informó lo que se denominó como la evolución del LLL-992, un pozo estelar en Vaca Muerta. La perforación costó 19 millones de dólares. Posteriormente se indicó que los siguientes trabajos demandaron entre 13 y 16 millones de dólares.
Aquellos pozos desembarcaron en El Orejano, el bloque de shale gas que la firma explota junto a Dow, y se utilizaron tecnologías que permiten realizar múltiples fracturas en una sola maniobra. Entre los beneficios apuntados se destacó la reducción en la volumen de agua y la necesidad de una menor potencia de bombeo. También se mejoró el control sobre la fractura aumentando el volumen del reservorio estimulado.
La nueva perforación tocará subsuelo en el principal yacimiento no convencional que tiene la compañía (junto a Chevron): Loma Campana y será durante el segundo semestre. En esta zona se encuentran la mayoría de los 555 pozos que YPF tiene en producción sobre Vaca Muerta. Con la caída del precio internacional del crudo, el área había entrado en una suerte de parálisis.
La actividad comenzó a recuperarse cuando petrolera nacional informó que alcanzó un breackeven para el shale oil neuquino de 40 dólares. Bizzotto aseguró que desde 2016 el 100% de las perforaciones se realizan con arena nacional, algo que permite mejorar los números de la operación.
La compañía va en busca de un costo de desarrollo (valor de mentenimiento de reservas) de 10 dólares. Consiguieron mejorar ese número desde 33,8 dólares a 13,9 dólares entre el tercer trimestre de 2015 y el cuarto de 2016. La clave fue el tiempo de realización de los pozos, alcanzando un plazo de 23 días para peforaciones de hasta 2.500 metros de rama lateral.
Hay coincidencias en señalar que la curva de aprendizaje sobre la roca madre de la Cuenca Neuquina está llevando menos tiempo del que le insumió a los ingenieros norteamericanos conocer sus resorvorios. Pero para llegar hasta el punto actual se necesitó de pruebas y ensayos. Hoy el 30% del crudo y del gas neuquino es no convencional.
Atrás quedó el plan de perforaciones verticales que marcó la primera etapa en Loma Campana y que luego YPF anotó directamente como pérdidas. El ingreso de nueva tecnología sirvió para acelerar el proceso de cambio y volcar los planes de las compañías a perforaciones horizontales.
Los grandes jugadores del mercado petrolero se apoyaron rápidamente en esa apuesta. Por ejemplo Shell informó recientemente que redujo sus costos de perforación de 14 a 10 millones de dólares para pozos de 1.500 metros de rama lateral y 15 etapas de fractura.
En tanto la norteamericana Exxon ubicó a Vaca Muerta en el portafolio global de la compañía conBajo del Choique X-2. Fue el primer superpozo en la formación no convencional neuquina y tuvo un rendimiento de unos 800 barriles diarios en los primeros meses.
Esto fue el puntapié para un nuevo proyecto piloto diseñado con el soporte de XTO, pionera del shale en Estados Unidos y adquirida por Exxon en 2009, en la que diseñaron perforaciones de más de 2.500 metros de longitud.
Ahora resta saber cuál es la medida de Vaca Muerta. El tiempo de la segunda ola de inversiones para la formación no convencional está en marcha y demandará no menos de tres a cinco años en conocerse cuál será su horizonte.
El desarrollo supera a todos los proyectos conocidos en la Cuenca Neuquina. Entrará a la formación desde el yacimiento shale Loma Campana.
La compañía consiguió una zona de confort con pozos de 1.500 metros horizontales y 18 etapas de fractura. El costo para estos proyectos ronda los 8,1 millones.
3.200 metros laterales tendrá el nuevo proyecto de la compañía con mayoría estatal. Hasta ahora sólo llegaban a 2.600.
1.700 barriles diarios fue uno de los picos productivos que tuvo uno de los pozos de la operadora.
585 pozos perforó YPF sobre la formación no convencional estrella del país. En total hay 680 perforaciones con destino shale en la cuenca.
Los grandes jugadores del mercado también apostaron a los pozos horizontales. Sin embargo el número de perforaciones todavía es reducido.
