Neuquén (EP) 07 de Septiembre. – La cantidad de metros perforados cayó un 15%. Los pozos son mejores, pero si no arrancan los nuevos proyectos podría disminuir la producción.

Los pozos horizontales redujeron la cantidad de perforaciones. Pero también cayeron los metros excavados. Por primera vez podría frenarse la producción shale.

YPF tiene en funcionamiento 613 pozos de los 647 con producción en la formación no convencional neuquina. (Foto: Archivo / Matías Subat)

Los no convencionales neuquinos se ganaron la imagen de “isla” dentro de la industria petrolera nacional. Con Vaca Muerta como referencia, la cuenca mantuvo aceptables niveles de actividad, inversión y producción, cuando en el resto de los campos argentinos todos esos indicadores se hundieron a la par de la crisis internacional del sector. Sin embargo hay una pregunta que da vuelta entre los analistas:

¿Puede caer también la producción de gas y petróleo no convencional en el corto plazo?

Para tratar de entrar en este interrogante hay dos aspectos que no pueden quedar de lado. Los últimos anuncios de inversión con seis nuevos proyectos de gas y la curva de aprendizaje trazada por las operadoras con activos en los no convencionales.

El primero de los puntos, más allá de reflejar el modelo económico actual para Vaca Muerta, con pilotos de entre 200 y 300 millones de dólares, promete casi duplicar la producción de gas de Neuquén, que ya concentra el 50% del volumen nacional. De cumplirse los plazos proyectados, en el mediano plazo, la pregunta sobre la producción caería en abstracto.

Sin embargo es el segundo de los aspectos el que aparece como más importante. Hay acuerdo en señalar que la curva de aprendizaje para los no convencionales criollos, principalmente por los desarrollos de YPF, fue mucho más plana y efectiva que la norteamericana. Se perfora menos, con pozos más largos y más productivos.

El primer boom de Vaca Muerta, más allá del momento político pos nacionalización de YPF, contó con un barril de crudo por encima de los 100 dólares: el doble de lo que hoy se paga. Esto le dio a los primeros proyectos una dinámica casi desproporcionada. El combo incluyó proyectos de una escala sobredimensionada para lo que se conocía hasta entonces de la roca generadora de la Cuenca Neuquina.

La mudanza horizontal

Loma Campana, el primer desarrollo shale fuera de Estados Unidos, tuvo un piloto de 1.240 millones de dólares (la inversión total será de 16.000 millones de dólares). En la actualidad los pilotos, en promedio, rondan los 100 a 300 millones de dólares. Aquella apuesta inauguró además un esquema de factoría de pozos verticales que dejaron resultados muy poco favorables.

Tomó un par de años de conocimiento y ajustes –con una crisis internacional de precios en el medio– mudar a lo que parece el modelo de perforaciones definitivas para Vaca Muerta: los pozos horizontales de más de 1.500 metros de rama lateral.

La mudanza comenzó en 2015 y se consolidó recién el año pasado donde hubo más perforaciones “acostadas” que “paradas”. Los pozos horizontales, con técnicas de georreferenciación y otras tecnologías, permitieron aprovechar más el espesor de la roca madre y mejorar los niveles de producción.

Las primeras alarmas se encendieron cuando, pese a la segunda ola de inversiones, las estadísticas mostraron una menor cantidad de pozos en la comparación anual. Inmediatamente se explicó que había menos perforaciones, pero más metros perforados. Esto se comprobó con los números oficiales.

Ahora, con la curva de aprendizaje consolidada y casi con muy pocos drivers en los que jugar una mejora en los costos, los datos indican que se perforan menos pozos y menos metros, aún cuando se ensayan más “superpozos” que llegan hasta los 3.000 metros de rama lateral. La respuesta: se consiguió la receta para pozos más productivos, entregan más gas y más petróleo.

Los números los respaldan: la producción de gas creció un 2,9% en el comparación anual para el primer semestre. Aún cuando las perforaciones en explotación cayeron un 28% y los metros perforados en la provincia también retrocedieron un 15,4%.

¿Más pozos?

En el contexto actual –bajos precios internacionales para el crudo e incentivos para el gas– el modelo de escala para los proyectos en Vaca Muerta parece haber encontrado su medida: planes pilotos de entre 7 y 30 pozos con inversiones que van desde los 100 a 300 millones de dólares y etapas de desarrollo –a 35 años– de entre 7.000 y 10.000 millones de dólares.

La duda que surge entonces es si con este esquema, que se apoya en menos perforaciones pero más productivas, la producción no convencional podrá continuar creciendo o por el contrario se estancará o caerá.

La características de los no convencionales es que ofrecen buenos volúmenes iniciales de producción, pero necesitan de un plan sostenido de perforaciones porque los pozos pierden productividad

se “desinflan”– rápidamente: entre 3 y 5 años.

Hay informes en el sector que ya mencionan que, pese al mejor rendimiento de las nuevas perforaciones, los volúmenes caerán si no se aumenta la cantidad de pozos terminados. Otro de los factores que se filtra es que el volumen de los no convencionales neuquinos alcanzó un nivel de participación en la producción total (36% del petróleo y el 40% del gas) que sólo sostenerlo implicará grandes esfuerzos.

Los volúmenes shale y tight mostraron en los primeros años un vertiginoso crecimiento al arrancar desde el punto cero. Por mayores volúmenes y por condiciones desfavorables para esta industria en general, entre otros factores, esa curva de incremento se desaceleró y cada vez es más plana.

De los 647 pozos con extracción efectiva que hay en Vaca Muerta sólo 206 son horizontales, lo que indica que más allá de haber encontrado el tipo de perforación aún su participación es limitada. Estas perforaciones se dividen entre 153 de petróleo y 53 de gas, una ecuación que en el corto plazo se revertiría con los nuevos desarrollos gasíferos.

Con este esquema hay coincidencias en señalar que hasta que no haya más proyectos en etapa de desarrollo, actualmente hay solo dos y otros 24 con pilotos, la curva de producción no se levantará. Por eso con las actuales condiciones de juego creen que no es necesario más pozos por proyectos, sino más proyectos que levanten la persiana de la actividad.

En números

u$s 8,2 millones de dólares es el costo informado por YPF para un pozo horizontal de 1.500 metros y 18 etapas de fractura.

15,4% fue la caída de metros perforados en el primer semestre del 2017.

Difícilmente pueda verse un plan como el de Loma Campana, que tuvo 19 torres de perforación. La megainversión de Tecpetrol pondrá seis equipos en marcha.

“Río Negro” renueva el debate: el futuro de Vaca Muerta

La segunda ola de Vaca Muerta está en marcha. Así suelen definir el presente de los no convencionales neuquinos los más optimistas. El contexto internacional, los cambios generados por el gobierno nacional como la adenda laboral y la continuidad de los incentivos al precio del gas, crearon las condiciones para nuevas inversiones.

Cuál será el futuro de la formación estrella de los hidrocarburos criollos es lo que desvela a sindicatos, empresas y gobiernos. La apuesta por el gas y la baja de costos en las operaciones aparecen como las primeras variables a la vista. Sin embargo hay dudas sobre el mercado internacional, los desafíos logísticos y de infraestructura y el esquema tributario local y nacional.

Para entrar de lleno en ese análisis “Río Negro” convocó a la tercera edición de las Jornadas de Energía. El próximo miércoles 13 de septiembre un panel de expertos con experiencia de primera mano en Vaca Muerta se sentarán en el auditorio del Museo Nacional de Bellas Artes de Neuquén (MNBA) para abordar los interrogantes que rodean al proyecto energético más importante del país.

Disertarán el gobernador Omar Gutiérrez; el vicepresidente Ejecutivo de Upstream de YPF, Pablo Bizzotto, quizá el ingeniero que más conoce sobre la formación no convencional neuquina; Carlos Ormachea, CEO de Tecpetrol, la petrolera con el desarrollo de gas más importante de la segunda etapa de Vaca Muerta; Maximiliano Hardie, venture manager para Upstream de Shell Argentina y; moderará Ernesto López Anadón, presidente del IAPG.

El gobernador Gutiérrez anticipó que llegará al encuentro con una exposición sobre el impacto que ya están teniendo las nuevas inversiones en la región y el país. “Ya hicimos los cimientos de este edificio que es Vaca Muerta, ahora hay que empezar a levantar las paredes. Esta es una gran industria y como toda industria lleva tiempo”, comentó a “Río Negro Energía”.

Fuente Diario Río Negro