El ex director de YPF y actual presidente de New Milestone, Daniel Kokogian, calificó de “numerazo” el dato, principalmente con relación al incremento de las reservas probadas del 16,2%. “El hecho de que incorpores más reservas de las que consumís habla del valor de la compañía, porque si no recuperas o tenemos menos de 100%, te estás achicando como empresa”, sostuvo.
Kokogian aseguró que no es casual este resultado y lo atribuyó a un cambio de filosofía de YPF y al desarrollo de los no convencionales. “Eso se debe al cambio que se empezó en 2015 y se consolidó en 2016, de abandonar los pozos verticales y trabajar con horizontales. La mejora continua en las técnicas de perforación y terminación de los pozos generó mejores pozos”, afirmó.
Justo esta semana, en el CERAWeek 2019 realizado en Houston, González reveló que el break even en Loma Campana es de 40 dólares, algo que ratifica la baja de costos. “Es un muy buen dato. Después hay que administrar el dinero y continuar con la baja de costos y mejora de productividad, que termina redundando en incorporar reservas y, lógicamente, baja el break even”, apuntó Kokogian.
Detalles
Según el balance de YPF, en la cuenca neuquina se destacan las incorporaciones de reservas comprobadas por el desarrollo de los reservorios no convencionales de la formación Vaca Muerta, mayormente en Loma La Lata Norte, La Amarga Chica, Bandurria Sur, Loma Campana, El Orejano, Rincón del Mangrullo y Aguada Pichana. Además, por la mejora de precios del petróleo, destacaron que fue importante la incorporación de reservas en los campos tradicionales bajo recuperación mejorada, tales como Puesto Hernández, Chihuido de la Sierra Negra, Señal Picada, Desfiladero Bayo y CNQ 7/A y aquellos yacimientos en proceso de recuperación primaria como Chachauén Sur, Los Caldenes, Cañadón Amarillo, Llancanelo y Los Cavaos. Además, los campos más destacados en incorporación de tight gas de las formaciones Lajas y Punta Rosada han sido Río Neuquén, Lindero Atravesado y Guanaco.
“Hace unos años, la mejora de técnicas de recuperación, y especialmente de terciarias, no eran el foco de la actividad, algo que se está revisando y replanteando ahora. De hecho, en la cuenca del golfo San Jorge se están haciendo unos 20 pilotos de recuperación terciaria, algo clave que empezará a arrojar resultados a fines de 2019 en adelante. El tema es que, independientemente de eso, el no convencional se debe haber llevado el 80% del capital de YPF y acá se explica el aumento de la tasa de reposición”, explicó.
Y recordó: “Los primeros años de Vaca Muerta, más allá de la lógica curva de aprendizaje atravesada, se insistió en perforación de pozos verticales (casi 400) cuando había antecedentes de otras cuencas, sobre todo en EE.UU., que indicaban que el cambio hacia horizontales era más adecuado. Con la nueva administración eso cambió: se pasó de un hiperintervencionismo a un modelo de gestión que en el upstream prioriza los criterios técnicos en lugar de los políticos”.
¿El “numerazo” puede mantenerse en el tiempo?
“Creo que va a depender del nivel de inversión que se haga. Si se mantiene o se incrementa ese 177,8%, va a aumentar. Lo importante es que crezca, y todo depende de cómo se administren los recursos propios o de las asociaciones que se puedan hacer”, vaticinó Kokogian.
Si bien la compañía ratificó que en 2019 se valdrá de recursos propios para su plan de inversiones, por costos y acreaje, va a ser inevitable que recurra a la búsqueda de socios. “Desde el punto de desarrollo sostenible, veo que hay que traer socios. Pero para invertir hay que demostrar que los proyectos en Vaca Muerta son atractivos y que se pueden producir reservas”, consideró.
