Con la intensa actividad de los proyectos shale, principalmente en la formación Vaca Muerta, la provincia de Neuquén podría pasar en pocos meses más a liderar la producción petrolera del país, a partir de los buenos resultados que aportan los proyectos de pozos horizontales en Loma Campana, operada por YPF en sociedad con Chevron, donde ya se prevé la construcción de un nuevo oleoducto, que triplicará la capacidad de evacuación actual.
Vaca Muerta es una formación geológica de 30.000 km.2, ubicada a más de3.000 metros de profundidad, abarcando áreas de Neuquén, Río Negro y sur de Mendoza. Allí la petrolera nacional opera con 11 equipos de perforación(tiene concesiones por 12.000 km.2) y mantiene actualmente 632 pozos activos. La inversión de este año en esa área ha sido de 1.500 millones de dólares, mientras que acumula 8.400 millones de dólares invertidos en los últimos años, junto a socios como Chevron, Dow, Equinor, Petronas, Total, Shell y Schlumberger.
Según pudo conocer ADNSUR a partir de una visita realizada este jueves al área productiva, que posiciona al país con el segundo lugar mundial en potencial de recursos gasíferos y el cuarto en recursos petroleros, la producción actual de YPF en esa área alcanza los 40.500 barriles de petróleo diarios (unos 6.400 metros cúbicos) de alta calidad, además de casi 8 millones de metros cúbicos de gas por día. Para los próximos 5 años, la operadora apunta a alcanzar una producción de 250.000 barriles diarios de petróleo (casi 40.000 metros cúbicos de crudo, lo que sumado a su producción actual, por encima de los 20.000 m.3/d, transformará a Neuquén en la principal productora del país) y más de 50 millones de metros cúbicos de gas, según precisó el gerente de la Regional No Convencional, Gustavo Antié.
El directivo, quien explicó el proyecto junto a las geólogas Guillermina Sagasti, Daniela Ceccon y Anyelen Larsen, describió que los principales avances en el desarrollo del área se deben a la constante mejora de eficiencia y reducción de costos, en base a la incorporación de tecnología y nuevas técnicas de trabajo.
En ese marco, detalló que el 3 de agosto se produjo uno de los nuevos hitos, al alcanzar con una rama de pozo horizontal una longitud de 3.200 metros, lo que sumado a la sección vertical del pozo significó un total de 6.527 metros.
El pozo horizontal equivale al largo de la avenida 9 de Julio, en Capital Federal, mientras que el mismo se perforó en sólo 37 días y con un costo total de 6 millones de dólares, marcando un nuevo piso en pozos de fractura del país.
La perforación horizontal, en base a técnicas establecidas a partir de herramientas específicas que permiten la direccionalidad del pozo para mantenerlo en las áreas más productivas, es uno de los principales métodos para mejorar la eficiencia.
Así, por ejemplo, se logró bajar el costo de desarrollo de un pozo desde los 29,6 dólares por barril de petróleo, en el año 2015, a 12 dólares en la actualidad. Mientras que el lifting cost, es decir el costo para extraer el petróleo desde que el pozo queda listo para su producción, bajó en el mismo lapso desde 16,4 dólares a 7 dólares por barril de crudo.
“Esto se hizo a través de mayor tecnología, nuevas técnicas y eficiencia –aclaró el ingeniero Antié-, por lo que la reducción de costos no tiene nada que ver con el tema salarial o el costo laboral”.
En el caso del gas, el costo de desarrollo de un pozo descendió desde 2,3 dólares por Millón de BTU hasta menos de 1 dólar por MBTU en la actualidad. Para 2019, la compañía apunta a bajar aun más esos costos: 10 dólares por barril de petróleo (la meta final es un valor de 8 dólares, igual que Estados Unidos) y 7 de lifting cost.
FP
