Post Oil&Gas – Wide 1

  
Santiago Martínez Tanoira, VP de Upstream de YPF
“En el último año redujimos un 50% los costos en Vaca Muerta”
Mié 26
abril 2017
26 abril 2017
El directivo de YPF precisó que el costo promedio de un pozo de shale oil es de US$ 8,2 millones. Los campos maduros aportan un 94% del ingreso de la unidad de Upstream de la petrolera.
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Punta del Este. (Enviado especial)

La ausencia a último momento de Miguel Gutiérrez, titular de YPF, que canceló su presencia en Uruguay para acompañar al presidente Mauricio Macri en su gira con inversores por Estados Unidos, convirtió a Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente de Upstream de la petrolera, en el principal orador de la compañía bajo control estatal en la Conferencia Regional de Petróleo y Gas 2017 organizada por la Arpel en Punta del Este, que se extenderá hasta mañana.

El ejecutivo centró su exposición en los avances del programa de reducción de costos desplegado por la operadora en Vaca Muerta. “A fines de 2015, el break even en Loma Campana, el proyecto que explotamos con Chevron, estaba arriba de los US$ 60. Hoy estamos por debajo de los 40 dólares. En un año logramos bajar los costos en un 50%”, cuantificó el ejecutivo, antes de agregar que “el costo de un pozo (en el play) es de 8,2 millones de dólares, con un promedio de 16,8 fracturas”. Martínez Tanoira también ponderó el aporte de los campos maduros en la estructura de ingresos de la compañía. “La generación de caja viene de los yacimientos maduros, donde todavía quedan oportunidades de optimización. El 94% de los ingresos registrados en el ámbito del upstream proviene de ese tipo de campos. El shale sólo aporta un 6%, pero está creciendo. Si sumamos lo facturado por el tight, los no convencionales aportan un 12% del total de la facturación”, afirmó.

EconoJournal fue uno de los medios presentes en la conferencia, que mostró una cara novedosa para la Argentina. Por primera vez en los últimos 10 años, el país lideró el nivel de expectativas de inversión frente a otros mercados de la región, según una encuesta interactiva completada en tiempo real por los más de 600 asistentes.

Martínez Tanoira, VP de Upstream, fue el ejecutivo de mayor rango de YPF en Punta del Este.

Martínez Tanoira, que antes de asumir como VP de Upstream de YPF se desempeñó como gerente regional de Mendoza, explicó el “ajuste de la estrategia” que aplicó la compañía, el mayor productor de hidrocarburos del mercado argentino. “El desarrollo a partir de la aceleración de la producción no convencional se quebró en 2015 por la caída de los precios internacional. En los últimos dos años migramos a una estrategia de ajuste, por lo que somos rigurosos en la aplicación de capital y estamos trabajando muy fuertemente en la competitividad”, analizó.

YPF lleva invertidos en Vaca Muerta más de 8000 millones de dólares, según los números presentados por el directivo. “Si hay algo que no recortamos en el presupuesto, fueron los pilotos en Vaca Muerta. Seguimos deriskeando todas las acres que tenemos para estar en condiciones de acelerar el crecimiento”, explicó el VP de YPF.

Pese a las oscilaciones relativas al precio internacional del crudo, que sigue navegando en torno a los 50 dólares, Martínez Tanoira aseguró que están dadas las condiciones para acelerar el crecimiento de la actividad en los campos no convencionales. “Si bien estamos atravesando una etapa de precios bajos, logramos cerrar acuerdos con Schlumberger y Shell por 390 y 370 millones de dólares, respectivamente. Dentro de la cartera de proyectos de YPF que son rentables, existen proyectos no convencionales que son más competitivos que otros convencionales”, concluyó el ejecutivo.

 

0 comentarios

      1. Especificamente que parte de la curva de aprendizaje, bien es sabido que para mejorar los tiempos de perforacion, hay que optimizar,(limite técnico), ademas de mejorar lodos, trepanos y BHA utilizadas para la perforación, Logicamente un pozo bien perforado y bien entubado con una excelente cementación tendrá tiempos muchos más cortos en lo que es la terminación, fracturas y completacion de los mismos.

        1. Se completó un plan integral de optimización, que cubría todos los aspectos del proceso de construcción de pozos. Incluye desde el DTM del equipo, las tecnologías utilizadas (lodos, herramientas de perforación direccional), logística de materiales (incluyendo agua y arena para fracturas), procesos de pre y posta fractura, etc. Lo que quiero decir es que se trató de un esfuerzo bien coordinado. Cabe aclarar que la nueva adenda del CCT no tuvo aún impacto alguno en el costo pozo y no creo que lo tenga.

          1. Respecto de los equipos perforadores, cual fue el criterio para su seleccion y las principales caracteristicas necesarias para su mejora, ya sea en rendimiento como en NPT en DTM. Se puede mejorar o ya se logro su optimización total.

  1. Santiago Martínez Tanoira es un excelente ejecutivo. Estoy seguro que logrará llevar al Upstream de YPF a un nivel de desempeño superior.

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