La petrolera lleva perforados 650 pozos con las técnicas del fracking, de los cuales unos 400 los hizo en Loma Campana, donde se asoció con Chevron. El objetivo de la compañía es quintuplicar la producción de shale oil y triplicar la de shale gas en los próximos cinco años.
Viajar a Vaca Muerta es como emprender una expedición al desierto. El yacimiento Loma Campana en el que YPF inició su primer proyecto masivo no convencional queda solo a 90 kilómetros de la capital de Neuquén, pero a los pocos minutos de dejar atrás la ciudad por la ruta provincial Nº 7 lo único que se observa alrededor es la estepa patagónica. Una vez en el lugar, los equipos de perforación y los cientos de trabajadores que circulan por el predio son la muestra más visible de la actividad, pero no terminan de reflejar la magnitud de un desarrollo que llevó a la petrolera controlada por el Estado Nacional a perforar 400 pozos con las técnicas de fracking solo en ese bloque y 650 en el conjunto de Vaca Muerta. El crecimiento del shale es tan acelerado que en el segundo trimestre de este año el segmento no convencional de YPF ya representa el 16,1 por ciento de su producción de crudo y el 15,1 por ciento de su producción de gas. A su vez, el objetivo de la compañía es quintuplicar la producción de shale oil y triplicar la de shale gas en los próximos cinco años.
Los datos del último balance trimestral muestran que YPF produce 40.500 barriles diarios de petróleo no convencional sobre un total de 250.300 barriles y 7,9 millones de metros cúbicos diarios de gas sobre 50,5 millones. “El objetivo es que la regional no convencional tenga en 2023 un nivel de producción de crudo por encima de los 220.000 barriles diarios y produzca 25 millones de metros cúbicos de gas”, aseguró Gustavo Astie, gerente regional de Activos No Convencionales, en un encuentro con periodistas que mantuvo en Loma Campana, del que participó PáginaI12. Si se cumple la proyección, en cinco años YPF estaría produciendo shale oil en un volumen similar al de toda su producción actual de crudo, mientras que en gas el segmento no convencional sería equivalente a la mitad de su producción total actual de ese fluido. “No hay ningún problema para cumplir este objetivo con el escenario actual de precios”, agregó Astie según precisó Página 12.
YPF inició en 2007 los trabajos para el primer desarrollo en el país de petróleo proveniente de un reservorio no convencional y en diciembre de 2009 presentó su Programa de Desarrollo Exploratorio 2010-2014, que puso en marcha a mediados del año siguiente. Los primeros resultados se vieron en diciembre de 2010, cuando la compañía anunció el descubrimiento de gas no convencional en el sur de Loma La Lata y en mayo de 2011 comunicó el hallazgo de recursos no convencionales de petróleo en la formación Vaca Muerta. Sin embargo, el punto de quiebre se produjo en noviembre de 2011 cuando la compañía anunció el descubrimiento de 927 millones de barriles equivalentes de petróleo no convencional, lo que le iba a permitirle triplicar sus reservas.
En febrero de 2012 fue más allá y presentó un estudio de la consultora Ryder Scott que elevó la previsión de reservas a 22.837 millones de barriles equivalentes. Eso fue porque el nuevo estudio abarcó un área mayor: 8071 km2, donde YPF tenía una participación de 5016 km2 dentro de la cuenca neuquina. Sin embargo, los españoles hicieron poco para extraer ese crudo. De hecho, el propio informe de Ryder Scott difundido por Repsol, cuando todavía controlaba YPF, calificó como reservas probadas sólo 33 millones de los 22.837 millones de barriles equivalentes, apenas el 0,14 por ciento del total.
En abril de 2012 el gobierno de Cristina Fernández de Kirchner tomó la decisión de expropiarle las acciones a Repsol. Entonces, la empresa, ya bajo control estatal, comenzó una etapa de fuerte crecimiento de la inversión. Los primeros pasos fueron en Loma Campana. En septiembre de 2012, YPF y la estadounidense Chevron firmaron un Memorando de Entendimiento y en diciembre de ese mismo año acordaron avanzar con el desarrollo de un plan piloto en un área de 290 km2 con una inversión inicial de 1000 millones de dólares que luego fue aumentando. La fuerte inversión de ese primer período resultó clave para apuntalar la mejora de la productividad que se ha venido logrando desde entonces.
En Loma Campana, en 2015 el costo de desarrollo de un pozo petrolero (la inversión sobre la producción esperada) estaba en 29,6 dólares por barril y este año está por debajo de los 12 dólares por barril, mientras que en el gas en 2015 ese costo era de 2,3 dólares por millón de BTU y hoy es menor a un dólar. “En Permian (la formación shale que más inversiones recibió en Estados Unidos durante los últimos años) el costo de desarrollo del barril de crudo está en 7 u 8 dólares. Por eso nuestro objetivo es bajar de 12 a 8 dólares el año que viene. La mejora es clave porque nosotros llevamos adelante el desarrollo y nuestros socios deciden si invierten acá o en Estados Unidos. Por eso tenemos que ser atractivos también desde ese punto de vista”, sostuvo Gustavo Astie.
Una de las maneras para mejorar la eficiencia y reducir ese costo es perforar cada vez pozos más largos. De hecho, a comienzos de mes la compañía anunció la perforación de un pozo record de 6527 metros, de los cuales 3200 metros se extienden de manera horizontal a una profundidad mayor a 3000 metros. Para ello se requieren complejas herramientas de geonavegación capaces de asegurar el posicionamiento en las zonas más productivas, pues la distancia horizontal que, por ejemplo, recorre ese pozo record es equivalente a la extensión de la avenida 9 de julio desde la autopista Arturo Illía hasta su finalización. Esa obra maestra de la ingeniería se montó en 41 días con un costo total de 14 millones de dólares.
La extensión de la rama horizontal es clave para ahorrar costos porque permite reducir la cantidad de perforaciones verticales. Una vez ubicados los caños, se avanza con las técnicas de estimulación hidráulica, conocidas como fracking, consistentes en producir pequeñas fracturas en la roca madre con la utilización de agua a presión para luego introducir arena en esas fracturas generando la permeabilidad necesaria para extraer los hidrocarburos.
Otra manera de mejorar la eficiencia es operar con un modelo de factoría. “Tenemos que perforar muchos pozos y la manera de bajar costos es haciendo la perforación y la terminación de manera repetitiva y estandarizada, como si fuéramos una fábrica de autos”, sostiene Gustavo Astie, quien aseguró que desde hace cuatro meses están trabajando de esa manera.
YPF tiene en Vaca Muerta una Planta de Tratamiento de Crudo que construyó entre 2014 y 2016 con una inversión de 200 millones de dólares. Procesa todo el crudo de Vaca Muerta con una capacidad de 10.000 m3/día. Sin embargo, debido al crecimiento de la producción ya se está trabajando en una ampliación para elevar la capacidad a los 18.000 m3/día.
YPF está trabajando en Vaca Muerta actualmente con once equipos de perforación y tiene tres sets de fracturas operando en distintos bloques, pero ninguno es propio. Los equipos de perforación se los alquilan generalmente a las estadounidenses San Antonio, Helmerich & Payne (H&P) y Nabors o a las locales Venver, Quintana y Estrella. A su vez, las técnicas de estimulación hidráulica son realizadas por Schlumberger, Halliburton y Baker Hughes GE, quienes también realizan perforaciones. Una gran cantidad del personal que opera en los campos son empleados de estos contratistas. PáginaI12 visitó el jueves uno de los pozos que se está perforando con un equipo de H&P a una velocidad de 30 metros por hora. En esa torre la actividad es monitoreada a través de múltiples pantallas por empleados que trabajan turnos de 12 horas durante 14 días corridos para luego tener siete días seguidos de franco.
A su vez, a los contratistas se les suman los trabajadores de las compañías con las que YPF se asoció en los distintos bloques. En Loma Campana trabaja con Chevron y en el El Orejano con Dow. Esos son los dos desarrollos de escala masiva que lleva adelante YPF en no convencional, pero además tiene 17 planes pilotos con firmas como Petronas (bloque Amarga Chica), Schlumberger (bloque Bandurria Sur), Pampa Energía (bloque Rincón del Mangrullo) y Equinor -ex Statoil- (bloque Bajo del Toro), entre otras. Los empleados directos de YPF en sus campos no convencionales son 470, pero los contratados suman otros 4000.
La firma comenzó a ampliar la planta de tratamiento de Loma Campana. En octubre ya tendrá un 45% más de capacidad.
El incremento de la producción de Vaca Muerta llevó a YPF a ampliar la planta de procesamiento de crudo que posee en su bloque insignia, en Loma Campana. La extensión será por medio de un sistema modular que permitirá a la petrolera de mayoría estatal contar a partir de octubre o noviembre con un 45% más de capacidad.
La planta de tratamiento tiene actualmente una capacidad de recepción de 10.800 metros cúbicos por día en bruto, generando un despacho de 8.000 metros cúbicos de petróleo, es decir unos 50.000 barriles diarios. Y recibe el shale oil que se extrae de los bloques Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurrias Sur.
Precisamente los dos últimos bloques están prontos a ingresar en la fase de desarrollo masivo y multiplicar su producción por lo que la ampliación permitirá elevar la capacidad de recepción de la planta a 21.000 metros cúbicos, procesando así unos 18.000 metros cúbicos que representan 113.000 barriles al día.
La inversión total es de 23 millones dólares y si bien se espera que esté terminada recién en octubre o noviembre del año que viene, la primera fase de esa ampliación sumará en poco más de un mes la posibilidad de despachar otros 3.600 barriles por día.
“Con esta ampliación estimamos que vamos a estar bien en capacidad hasta 2021 pero para entonces prevemos además que haya plantas propias de procesamiento en La Amarga Chica y Bandurrias Sur”, explicó el gerente de la Regional No Convencional de YPF, Gustavo Astie.
La mayor producción también está siendo acompañada con la construcción de un nuevo oleoducto de evacuación que unirá Loma Campana con Lago Pellegrini, para desde allí conectar con la red general.
El nuevo oleoducto de 88 kilómetros de extensión permitirá transportar 25.000 metros cúbicos de petróleo y será el principal oleoducto de Vaca Muerta y se espera que esté listo para fines de año en coincidencia con la primera etapa de la ampliación de la planta de procesamiento.
Tal como “Río Negro” anticipó en junio la obra tendrá un costo de 80 millones dólares y prácticamente duplicará la capacidad que hoy posee la red de Oldelval.
FP
