La gigantesca formación de esquisto está comenzando a cumplir con altas expectativas y ha pasado de ser una gran oportunidad a ser un hecho, según German Macchi, gerente de PlusPetrol.
Los pozos de prueba recientes que la compañía perforó allí "fueron mejores que las mayúsculas", produciendo más y más rica gasolina. Fue uno de los nueve operadores que informaron resultados igualmente sólidos en una reciente reunión de actualización sobre Vaca Muerta en Houston organizada por la IAGP, Instituto Argentino de Gas y Petróleo.
Hace dos años, cuando el grupo que representaba a la industria de petróleo y gas de Argentina celebró una reunión similar de un día, las conversaciones se centraron en el enorme potencial de la formación porque la producción era escasa. Esta vez distribuyó un mapa que muestra una cantidad de bloques con proyectos piloto en progreso y un número creciente con desarrollo comercial. El hecho es que la roca es productiva, reseñó Journal of Petroleum Technology
Ahora los operadores han pasado a preocuparse por la necesidad de más plataformas, carreteras, tuberías, agua y arena. Con resultados prometedores y altos precios pagados por el petróleo y el gas, que se vende a un precio subsidiado, ven problemas en el futuro.
El equipo disponible para perforación y terminaciones "necesita mejorar significativamente", dijo Javier Gutiérrez, gerente de operaciones globales de Tecpetrol. De lo contrario, "los nuevos operadores que ingresen a Vaca Muerta extenderán esos recursos hasta el punto de ruptura".
Los que estaban en la sala llena escucharon un mensaje una y otra vez, la roca es realmente productiva, pero: "Tomará muchos otros ingredientes que la roca para convertirla en una súper cuenca global", dijo Ed Kruijs, gerente técnico de Shell, Argentina.
Hablaban con compañías de servicios a las que se les pidió que estuvieran listas para expandirse y con funcionarios del gobierno que necesitarán apoyar las regulaciones y la construcción necesarias para sostener un esfuerzo de décadas para desarrollar la formación. El costo de perforar un pozo allí se ha reducido en un 50% o más, pero se está quedando rezagado con respecto a los costos de la Cuenca del Pérmico, donde se han producido reducciones similares a un costo base más bajo.
"Estamos en una posición dentro de nuestra compañía en la que competimos por capital", dijo James Blaine, ejecutivo de proyectos internacionales de ExxonMobil, y agregó que si bien el costo de las operaciones argentinas dirigidas por su división XTO es alto en comparación con el Pérmico, "Estos son los primeros días".
"Vemos un camino hacia el éxito. La pregunta es, ¿qué tan rápido llegaremos allí? "Dijo Blaine.
Una gran razón para el tono optimista han sido los cambios en la política gubernamental que relajaron las regulaciones sobre el dinero y los equipos que entran y salen de Argentina.
Por ejemplo, el país eliminó una norma que desalentaba las importaciones de equipos usados mediante el cobro del mismo arancel de importación que aplicaría a maquinaria nueva de mayor valor. Un ejecutivo de una empresa de alquiler de herramientas petroleras preguntó sobre el cambio de una norma que le impide exportar herramientas gastadas a sus tiendas en los Estados Unidos para reparaciones que no puede hacer en Argentina.
Una medida del progreso es el aumento en el número de plataformas que trabajan en Vaca Muerta. Los operadores están "ejecutando 35 plataformas y con algún proceso de licitación en marcha". Creo que llegaremos a 40 en la cuenca ", dijo Jerónimo Valenti, gerente de empresas conjuntas de Pan American Energy, que ha estado agregando agresivamente acres en Vaca Muerta.
Para el año 2021, YPF, la compañía petrolera nacional que fue pionera en la obra, planea duplicar su producción, que requerirá alrededor de 20 plataformas de trabajo, dijo Gustavo Astie, gerente regional no convencional de YPF. El número es pequeño en comparación con el Pérmico, que tenía más de 460 plataformas funcionando a principios de mayo.
Varias compañías informaron que seguían la tendencia de América del Norte hacia pozos horizontales más largos, perforando sus primeros laterales de 3000 m de longitud, en comparación con 2000 m o menos. YPF también está comenzando a utilizar un diseño de terminación de alta intensidad que golpea más clusters por etapa, bombea agua resbaladiza y arena fina (malla 100) para sostener las fracturas que se abren, dijo Astie.
YPF ha estado celebrando reuniones periódicas con Pioneer Resources, uno de los independientes más eficientes de EE. UU., Para intercambiar ideas, dijo Astie.
Shell está importando hardware e ideas de América del Norte. Trajo un diseño de pozo utilizado en una formación comparable en Canadá para "acelerar su curva de aprendizaje", dijo Ed Kruijs, gerente técnico de Shell en Argentina.
El Pérmico es una fuente de cuentos de advertencia sobre los problemas que vienen con el éxito. El gas natural que fluye del juego de Texas ha excedido la capacidad de la tubería de exportación. Si bien los operadores estadounidenses pueden hacer estallar gas para seguir produciendo petróleo, eso está estrictamente limitado en Argentina.
Funcionarios argentinos informaron sobre planes para modernizar las carreteras y líneas ferroviarias que abastecen a Vaca Muerta y ampliar la capacidad de los ductos. Pero los programas experimentales generalizados están empujando al norte y al oeste más allá de las líneas de reunión y las instalaciones de procesamiento en la zona de desarrollo temprano.
"Con nuestros proyectos midstream los estamos mirando desde todos los ángulos diferentes. Estamos considerando hacerlo nosotros mismos o asociarnos con otro operador o tener contratistas para hacerlo y administrarlo, dijo Blaine. "Decidiremos en los próximos 12 meses. Todo se reducirá a lo que es la decisión comercial correcta para nosotros ".
YPF quiere que alguien más construya esas instalaciones. "Necesitamos enfocar nuestro gasto de capital en la perforación de pozos y no en la construcción de infraestructura", dijo Astie.
A otros les preocupa que las líneas no estén allí ya que los pilotos entrarán en producción en el futuro. "Necesitamos avanzar lo más rápido posible para obtener rentabilidad. Perforar un montón de pozos y luego esperar 6 meses para que un oleoducto los conecte será doloroso ", dijo Gary Graf, gerente del subsuelo de Wintershall.
Encontrar agua para fracturar y eliminar el agua producida es otra barrera potencial para el crecimiento en la formación, donde se estima que el número de pozos necesarios para el desarrollo completo es de casi 40,000.
El desarrollo temprano extrajo agua de un depósito en el extremo sur de la formación creada al represar el río Neuquén. Los más alejados necesitan identificar otras fuentes, dijo Graf. "Estamos involucrados en un consorcio para desarrollar regulaciones bien definidas sobre cómo avanzar en la aplicación y producción de agua de fuente y eliminación de agua", dijo.
Encontrar una fuente de arena local de bajo costo para el apuntalante es otro problema sin resolver. YPF redujo ese gasto desde niveles astronómicos al construir una planta procesadora de arena en Vaca Muerta. Sin embargo, el costo sigue siendo relativamente alto porque la arena extraída se encuentra en el otro lado de Argentina. Astie dijo que YPF todavía está buscando una fuente de arena cercana que cumpla con sus estándares.
En comparación, las minas en el Pérmico ahora proporcionan el 25% de la arena utilizada allí según una presentación de Rystad Energy, que está empezando a rastrear la Vaca Muerta. Eso ha reducido los costos allí, pero el tráfico engendrado por la arena entregada para trabajos de fracturas masivas ha causado algunas disminuciones de tráfico igualmente masivas, dijo Benjamin Stewart, vicepresidente de investigación de lutitas en Rystad.
El sistema de carreteras en Vaca Muerta es limitado y, con frecuencia, está pavimentado con grava. El movimiento de agua a través de las tuberías redujo el tráfico de camiones cisterna. Los camiones de arena son un problema más difícil porque no hay una opción obvia más que caminos o vías.
