El esquema petrolero de YPF contempla invertir la ecuación que actualmente tiene la firma en donde la producción de crudo está conformada por un 67% de petróleo convencional y un 33% de no convencional (sumando shale y tight), para poseer al final de los cinco años una producción liderada por un 70% de no convencionales y apenas un 30% de convencionales.
El cambio parte de la decisión de la compañía de priorizar los desarrollos en la búsqueda de petróleo sobre los que se orientan hacia el gas natural, a raíz no sólo de las limitaciones en el segmento del midstream para el gas, sino fundamentalmente en la falta de un mercado que en el corto plazo pueda demandar un incremento de ese fluido.
Para el vicepresidente de Upstream de YPF, Pablo Bizzotto, los objetivos trazados no representan dejar de lado los tradicionales campos convencionales que la compañía tiene en varias cuencas sino todo lo contrario. “Gran parte del plan estratégico es minimizar la declinación de los yacimientos maduros convencionales”, explicó Bizzotto, y remarcó que “para nosotros es un pilar que el desarrollo del no convencional se dé apoyado en el convencional”.
Sobre un plan integral en el que la operadora de mayoría integral pretende invertir entre 4.000 y 5.000 millones de dólares, el segmento del upstream concentrará la cuota mayoritaria con unos 3.600 millones de dólares de inversión por año.
De ese total un poco menos de 2.500 millones de dólares por año serán volcados a la actividad no convencional, y el tercio restante irá a la campos convencionales en donde se resolvió profundizar el plan de recuperación no sólo secundaria sino también terciaria, duplicando para ello la cantidad de plantas de polímeros que se instalarán el año entrante para alcanzar los 20 desarrollos. “El objetivo es bajar del 14% que hoy tenemos de declinación natural en los campos a un 5%. Es un esfuerzo enorme pero es lo que nos va a permitir crecer”, aseguró. Los campos maduros tienen su propio plan de desarrollo que contempla más trabajo en recuperación secundaria y terciaria para frenar el decline.
Pero el cambio central estará en las tierras de Vaca Muerta en donde YPF pretende incrementar un 150% la producción no convencional, pasando junto a sus socios a la fase de desarrollo masivo en nueve bloques a lo largo de los siguientes cinco años.
La firma pisa el acelerador para pasar en los primeros meses del año entrante a desarrollo masivo en La Amarga Chica –se aguarda en días la confirmación de la participación de Petronas–, Bandurria Sur junto a Schlumberger y en la Fase 2 de Loma Campana junto a Chevron en donde con la incorporación de otros 300 pozos esperan alcanzar una producción de 120.000 barriles diarios para 2022.
Para el 2020, YPF proyecta pasar a desarrollo masivo dos bloques más en búsqueda de shale oil: San Roque y Bajada de Añelo. En 2021 proyecta desarrollar Bajo del Toro junto a Wintershall, pero también los desarrollos shale en campos hoy convencionales como son Loma La Lata Oeste y Chihuido de la Sierra Negra, para hacer lo mismo en 2022 en Loma La Lata Sur.
Una de las claves para resolver pisar el acelerador en la búsqueda del shale oil es la marcada reducción del costo desarrollo que logró la firma, en donde entre el año pasado y este bajaron de 12 a 11 dólares por barril y llevó a la compañía a fijar la nueva meta a alcanzar en los 8 dólares, un costo similar al alcanzado en Permian.
Pero además de la búsqueda de crudo, la firma también seguirá adelante con los desarrollos en gas que ya tenía avanzados y el año que viene pasará a desarrollo masivo en La Ribera y en Rincón del Mangrullo pero en el sector correspondiente a shale gas y el cual es de exclusiva propiedad de YPF. Para el 2020 en tanto está previsto que Aguada de La Arena, La Calera, Aguada Pichana Oeste y Pampa de las Yeguas pasen a desarrollo masivo llevando así a que sean 18 los rigs en actividad en Vaca Muerta y 1.700 los pozos que se perforen en los cinco años.
“Vamos a incrementar en este período un 4% por año la producción de gas pero acompañando lo que estimamos que será la demanda, porque no vamos a perforar más agresivamente para luego tener medio año los pozos cerrados”, remarcó Bizzotto.
El CEO de YPF, Daniel González, detalló que “a 5 año podemos activar palancas como la barcaza para licuar hasta 2,5 millones de metros cúbicos o exportar a Chile, pero a largo plazo no alcanzan para monetizar la producción adicional de gas”.
Fuente: Río Negro