La baja de costos permitirá que las petroleras inviertan en Vaca Muerta, afirmó un ejecutivo de YPF

El vicepresidente ejecutivo de Upstream de YPF, Pablo Bizzotto, ratificó hoy que la compañía prevé reducir a fines de 2018 el costo de desarrollo de los pozos que opera en la formación neuquina de Vaca Muerta, a US$ 10 el barril equivalente de petróleo, “lo que nos permitirá posicionarnos al mismo nivel que la cuenca Permian (de Texas, Estados Unidos) y eso permitirá que nuestros socios elijan invertir en la Argentina”.
“Vaca Muerta es un tren en funcionamiento, para lo cual tuvimos que diseñar las vías, hacer el tendido, comprar los equipos y formar al maquinista; hoy agregar un vagón es más simple, pero se viaja a una velocidad menor al potencial y queremos tener un tren bala”, graficó Bizzotto al disertar en un seminario organizado por el diario “Río Negro” en la capital de Neuquén.
Tras las disertaciones de directivos locales de Shell y de Tecpetrol, el flamante miembro del comité de conducción de YPF resaltó que “nuestra curva de aprendizaje desde que empezamos a operar en Vaca Muerta en 2012 es impresionante, mucho mejor a la de otros jugadores en Estados Unidos”.
Bizotto anticipó que “en 40 días empezaremos la perforación de un pozo piloto horizontal de 3.200 metros (a 3.000 de profundidad), lo que nos permitirá migrar a pozos más largos con una mayor reducción de costos”.
Para dimensionar el potencial de Vaca Muerta, el directivo de YPF lo comparó con la formación de hidrocarburos no convencionales de Eagle Ford, en Estados Unidos, que produjo el año pasado un promedio de 983.000 barriles de petróleo equivalente por día, mientras en la Argentina fueron 530.000, “pero allí hay 17.000 pozos contra sólo 600 acá”.
Bizzotto destacó que en los últimos años “hemos puesto yacimientos en producción en tiempo récord, y hoy producimos 17 millones de metros cúbicos de thigt gas por día; tendimos el gasoducto hasta Loma de la Lata donde no había ninguno; y delimitamos las distintas ventanas de Vaca Muerta gracias a una campaña exploratoria que demandó cerca de US$ 1.000 millones”.
“Tenemos además -detalló el ejecutivo- socios de primera clase mundial: Chevron en Loma Campana; Dow, que decidió meterse donde no participaba para destrabar la rueda del gas; Petronas en Amarga Chica, que apostó cuando el barril bajó a US$ 40; y recientemente Shell, Schumberger y Statoil”.
Bizzotto remarcó que YPF produce en Añelo el 90% de las arenas que requiere, cuenta con una red de agua “muy buena” y fabrica sus propias baterías, todo lo cual “es fundamental para bajar costos”.
Planteó luego como principal desafío bajar los costos de desarrollo de los pozos no convencionales, que hoy están en torno de los US$ 13 el barril de petróleo no convencional, y sostuvo que “hoy utilizamos la última tecnología y no tenemos nada que envidiar en cuanto a la que se usa en Estados Unidos”.
“Redujimos 22 horas el tiempo de perforación y subimos 27% la tasa de penetración, lo cual tiene un gran impacto positivo en la productividad”, añadió Bizzotto.
Otros retos que se propone afrontar YPF, agregó el vice de Upstream, apuntan a la “reducción de costos unitarios, ya que hay servicios que cuestan el doble o el triple que en Estados Unidos, como es el caso de la arena, donde la mitad de los US$ 200 por tonelada se relacionan con la logística”.
Bizzotto se manifestó, sin embargo, “muy optimista en la discusión madura sobre cómo hacer más competitiva Vaca Muerta”, y consideró clave la conclusión del oleoducto en el que la compañía invierte US$ 80 millones para evacuar el shale de la zona.
El directivo de YPF afirmó por último que “la gran oportunidad es migrar el concepto del recurso convencional al no convencional”, mientras se viabiliza al mismo tiempo la “mejora en el factor de recuperación de los hidrocarburos tradicionales, que hoy ronda el 20% cuando ya hace mucho tiempo que existe la posibilidad de más que duplicar ese porcentaje”.