SU OFICINA DEL PISO 32 de la torre de YPF en Puerto Madero aún luce impersonal. A mano derecha de la entrada, un amplio escritorio se presenta prácticamente despoblado de objetos, con apenas unas carpetas, ordenadas, sobre la fórmica. No se observan fotos familiares ni cuadros en las paredes. Es lógico, se trata de un recién llegado. Ya habrá tiempo para eso. Dos computadoras, una notebook personal componen el minimalista entorno profesional. De fondo, el bullicioso centro porteño aparece impávido, casi olvidado. La naturaleza muerta del lugar es, sin embargo, la perfecta contracara de la afiebrada rutina laboral de Pablo Bizzotto, el nuevo hombre fuerte del negocio de upstream de YPF. Bizzotto lidera desde septiembre del año pasado la vicepresidencia del área de la mayor petrolera de la Argentina, que explica casi un 40% de la oferta de hidrocarburos del país. En los tres meses que tiene en el cargo, el ejecutivo –que viene de encabezar el desarrollo de los proyectos en Vaca Muerta– llevó adelante cambios disruptivos en el segmento de Exploración y Producción (E&P), considerado el corazón de valor de toda productora de petróleo y gas. Lo que está en marcha es una ambiciosa reestructuración de la arquitectura organizacional del upstream de YPF. Tras el fallido paso del ex CEO Ricardo Darré, que en agosto se despidió de la empresa, Bizzotto conduce hoy ese movimiento, por mandato de Miguel Ángel Gutiérrez, presidente de la empresa, que embarcó a la petrolera en un proceso de transformación integral, de resulta-do aún incierto. Bizzotto no lo dice, pero sabe que está frente al desafío profesional de su vida. Desde que se instaló en Buenos Aires, a fines de agosto, las extensas jornadas laborales se entrelazan una tras otra como en un continuum. Que su mujer y sus hijos se hayan quedado en Neuquén hasta el final del ciclo lectivo retroalimenta esa dedica-ción full time al trabajo. «Ahora en el verano nos instalaremos definitivamente en Buenos Aires. Como familia ya estamos acostumbrados, tenemos más de 10 mudanzas encima», comenta el directivo, naturalizando el desarraigo territorial que caracteriza a los petroleros. En una entrevista exclusiva con Revista TRAMA, la primera que otorga desde que asumió como VP de upstream, el ejecutivo repasó los ejes centrales de su plan, adelantó cuáles serán los nuevos proyectos que lanzará la empresa en Vaca Muerta y resaltó la importancia de mejorar el factor de recuperación en campos convencionales (lanzarán 10 nuevos pilotos de recuperación terciaria).

Bizzotto –el único de los seis integrantes del comité ejecutivo de la empresa que no vivía en Buenos Aires– le imprimió de entrada su propio sello a la gestión de E&P. En las primeras dos semanas, creó cinco nuevos equipos que coordinan, a nivel nacional, todos los proyectos de la empresa según su tipología. Son cinco unidades: shale (que estará a cargo de Luciano Monti, con base en Neuquén), tight gas (Fabián Gutiérrez), water flooding (recuperación secundaria), EOR (terciaria) y convencional. El nuevo diseño contempla también un Equipo de Especificidades Técnicas, a cargo de Matías Fernández Badessich, que corta transversalmente los cinco anteriores y está enfocado en la estandarización de los mejores procesos, para optimizar el cómo se realizan los proyectos. «Tiene tres pilares fundamentales. El primero es definir todos los workflows de cómo desarrollar un campo, cómo aterrizar un pozo horizontal, cuántos pozos realizar en un piloto, si se perfila o no, cada cuántos pozos se saca una corona, qué estudios se le hacen, etc. Es un dream team integrado por los mejores en todas las especialidades. En segundo lugar, establece los validadores técnicos de los proyectos. Es decir, cuando se presenta un prospecto de inversión, la validación técnica para certificar que el estudio de subsuelo esté bien hecho la hace este equipo. Y, tercero, tiene responsabilidad sobre los proyectos especiales», detalla Bizzoto, que nació en Allen, una localidad frutícola de Río Negro, y vivió en Tartagal (Salta) y Comodoro Rivadavia.

En la práctica, ¿cómo intervendría este equipo? 

Definirá, por ejemplo, cómo producir un pozo de Vaca Muerta lo más rápido posible sin dañar la fractura, cómo migrar el frac plan utilizando arenas más económicas, cómo cambiar el diseño de fractura de Plug & Perf a camisas deslizables, entre otros muchos aspectos.

¿Qué otros puntos centrales tiene la nueva arquitectura organizacional? 

Una particularidad importante es que creamos una línea de water flooding en secundaria y una de terciaria. Alguien podría decir que las líneas deberían estar juntas, y tendría sentido. La realidad es que YPF cuenta con una oportunidad enorme para mejorar los estándares en secundaria y, a su vez, en algunos lugares, la recuperación terciaria ya ha demostrado que tiene buenos resultados. Para atacar eso de manera agresiva, lo dividimos en dos frentes; posiblemente en el futuro esos dos mundos tengan que converger. Hoy tenemos que acelerar ambos desarrollos. El volumen de los recursos de YPF asociados a la recuperación terciaria son similares a los de Vaca Muerta. El actual precio del petróleo, un poco más alto, nos incentiva, si logramos reducir los costos, a replicar, de alguna manera, el factory mode del no convencional en la terciaria, instalando plantas modulares con polímeros. Me formé en el convencional, siempre rascando la cacerola en yacimientos pobres, muy maduros. Tal vez el brillo de Vaca Muerta nos llevó, de algún modo, a caer presos de nuestro propio éxito. El haber destrabado la rueda del negocio no conven-cional hace que los mejores proyectos en término de rentabilidad sean los de Vaca Muerta.

El año que viene es el más difícil

Las perspectivas de la compañía se presentan como muy interesantes. ¿Pero cuáles son los planes a corto plazo para frenar la caída de la producción de hidrocarburos?

Mi razonamiento es el siguiente: el objetivo central es que el convencional no decline, o decline lo mínimo posible. Eso implica ganarle a la naturaleza con tecnología y metodologías de recuperación secundaria y terciaria. Cada punto que le ganemos a la geología equivale, en la práctica, a actividad nueva. En vez de balancear declinación nos sirve para crecer. El convencional aporta una producción básica muy importante para YPF. Tenemos que lograr que eso se mantenga lo más estable posible.

¿Es posible «aterrizar» la producción para el año que viene? Parece difícil, porque la tendencia es a la baja.

No nos olvidemos que venimos de una adecuación de actividad por la caída de precio del petróleo. Frente a eso, debemos «aterrizar» esa producción convencional con todos los planes de choque y de implementación de tecnología, para que todo lo nuevo signifique crecimiento. El plan estratégico de la compañía es crecer en cinco años un 25%, es decir, con un promedio del 5% por año. El año más difícil es el próximo, porque venimos de una caída, al igual que toda la industria en la Argentina. El 2018 es el año de transición hacia el crecimiento.

¿Está definido el presupuesto del upstream para el año que viene?

Lo estamos terminando de cerrar, va a estar en el orden de lo que anunciamos en el plan estratégico: u$s 3.400 millones, de los cuales u$s 2.100 millones irán al desarrollo de tight y shale.

¿Qué cantidad de pozos tienen previsto perforar?

En el orden de 650 pozos en el upstream, de los cuales 300 se colocarán en campos no convencionales (100 en petróleo).

Concretamente, ¿cuál es el plan para avanzar con los proyectos de terciaria? 

Lo que estamos haciendo es acelerar los pilotos. Vamos a comprar diez plantas para lanzar la misma cantidad de pilotos en tres provincias.

Hoy sólo cuentan con un proyecto en Manantiales Behr, en Chubut… 

Sí, y en Cerro Bayo. Y tenemos planes para el sur de Mendoza, en la cuenca cuyana, así como también en la cuenca neuquina, en la zona de campos maduros de petróleo en Rincón de los Sauces, y en el golfo San Jorge, en Chubut y Santa Cruz. Las plantas que estamos comprando no representan grandes inversiones, pero nos permiten deriskear muchos proyectos y obtener información de manera rápida. Estamos pensando en hacer una alianza tecnoló-gica con una de las fabricantes de plantas y de polímeros, e incluso desarrollar nuestras propias plantas, como AESA (empresa participada de YPF, de construcción e ingeniería). Al mismo tiempo que vamos deriskeando los campos, también queremos estudiar los proyectos con una unidad específica de facilities que hemos creado.

¿Qué objetivo persiguen estos cambios en la arquitectura organizacional? 

Buscamos darle mayor dinamismo al upstream. Con estos cambios, lo que buscamos es generar un aire fresco en la organiza-ción, que de a poco se está dando. También continuamos con la modificación organizacional iniciada por Santiago Martínez Tanoira (hoy VP de downstream), que apunta a instalar una gestión por proyectos del área. Los cambios se enmarcan en el plan que está liderando la vicepresidencia de Carlos Alfonsi, a fin de diseñar todo un proceso de transformación para la compañía, apoyados en una consultora internacional que ha trabajado con las empresas más grandes del mundo.

¿Cómo se implementará la iniciativa? 

Con esta consultora, estamos preparando un diseño organizacio-nal del área para los próximos 10 años. Creamos un equipo multidisciplinario con los principales referentes del upstream, que está trabajando con la consultora para establecer la arquitec-tura organizacional de YPF para los próximos 10 años. Uno de los problemas que hemos tenido es la gran cantidad de cambios que hubo. Frente a eso, el objetivo fundamental es sentar una estructu-ra que se mantenga en el tiempo, obviamente con algún maquilla-je, pero sin caer en el efecto «limpiaparabrisas» de ir de un lado para el otro. En ese marco, hemos incorporado gente nueva que nos aporta otra manera de hacer las cosas y de pensar. Es el caso, por ejemplo, del gerente de Tecnologías Upstream, Eugenio Ferrigno, que lideró la automatización de varios yacimientos en Latinoamérica y participó del perfeccionamiento de los sistemas de control de manera inteligente de Loma Campana, y hoy tiene el desafío de pensar el yacimiento del futuro de YPF. Desde su puesto, va a ser un nexo fundamental con Y-TEC (la compañía coparticipada entre YPF y el Conicet).

Aprovecho que hacés referencia a Loma Campana, el principal desarrollo de Vaca Muerta de YPF. ¿Cómo definirías el momento que atraviesa el proyecto? 

Creo que estamos viviendo una etapa de consolidación del equipo. Cuando uno llega a Loma Campana, siente una energía especial de la gente que participa del desarrollo. El primer gran logro fue motorizar una inversión tan grande que posibilitó transitar todo el deriskeo de Vaca Muerta y el entendimiento que hicimos en conjunto con Chevron, que merece un reconocimiento especial. En el proyecto se vive un profesionalismo distinto. Por lo tanto, es un equipo que no podemos tocar, porque está bebiendo una consolidación muy grande.

Con la empresa malaya Petronas, ¿cómo está avanzando el proyecto en La Amarga Chica? 

Con Petronas estamos transitando todas las fases del piloto. Ahora estamos a punto de terminar la fase 2 para entrar en la 3, que es la fase donde testeamos todos los cambios de parámetro, es decir, cambios de frac plan, sistemas de extracción, todo lo vinculado a las sensibilidades que pueden darnos productividades distintas. Los resultados, en términos de costo, en los últimos pozos, se han acercado muchísimo más a Loma Campana (la última información oficial de YPF da cuenta de un costo unitario por pozo de u$s 8,2 millones), aun estando en una etapa de toma de información. La productividad de los pozos, en tanto, está siendo mejor que la esperada, en algunas zonas incluso con mejores productividades que la de Loma Campana, en especial en lo que se conoce como el triángulo norte de La Amarga chica, que está en el límite de un petróleo más pesado, donde en un principio teníamos algunas dudas.

El manual de Vaca Muerta

YPF está preparando, con el soporte de una consultora internacional, el factory model del no convencional. «En breve vamos a sacar un manual de cómo es el ADN del no convencional, incluso para compartirlo con la industria», explica Bizzotto, de profesión ingeniero.

¿Cuenta la historia del desarrollo de Loma Campana?

En realidad, es el ADN de cómo desarrollar el no convencional. Es el factory model basado en todo el aprendizaje de YPF a partir de haber invertido más de u$s 8.000 millones en el no convencional. Existe una Gerencia de Proceso de Factoría, recientemente creada, que apunta a migrar algunos de esos conceptos al convencional.

¿Cuáles son los próximos pasos?

El condimento más importante es que ya acordamos con el socio una visión única de diseño del full development plan para toda la vida del campo.

Pero todavía la decisión de inversión en el desarrollo comercial no está tomada…

Estamos en el proceso y no vemos nada que diga que no vamos a entrar a fase de desarrollo. De hecho, vemos un escenario de terminar de «pilotear» todos los triángulos del campo y, posiblemente, entrar en fase de desarrollo temprana en el triángulo sur hacia fines del año que viene.

¿Qué otras oportunidades existen en el porfolio de activos de YPF en la cuenca neuquina?

En petróleo, la baja de costos propició que Vaca Muerta sea mejor proyecto de crudo dentro del porfolio. Un objetivo trascendental, para mí, en la cuenca neuquina, es poner en valor Molles (otra formación de roca generadora de hidrocarburos), para lo cual estoy haciendo mucho énfasis en la necesidad de terminar la exploración no convencional de todas las rocas madres de la Argentina.

¿En Molles se apunta a objetivos en el tight o en el shale?

Tiene partes tight y otras shale.

El tight gas, que representa más de un 20% de la producción, ha sido muy importante para YPF en los últimos años. ¿Qué evaluación te merece la resolución 419 del Ministerio de Energía, que reglamentó el nuevo programa de estímulo para el gas no convencional? Desde algunas empresas, advierten que desincentiva la inversión en campos desarrollados de tight…

Las conversaciones por la implementación de la resolución no están cerradas. Estamos explicándole al Ministerio cuál es la situación de cada uno de los proyectos. Tuvimos una reunión esta semana por este tema (NdR: la entrevista se concretó a fines de noviembre). Nosotros queremos hacer, perforar, y que, de alguna manera, se reconozca el esfuerzo que ha hecho YPF, dado que fue esta empresa quien puso en valor, y casi dio el puntapié inicial, a la industria del tight y del shale gas en Argentina. No estuvimos expectantes de mejores costos. Desarrollamos la capacidad, deriskeamos la geología, la tecnología y la logística. Hoy operamos 17 millones de metros cúbicos por día de producción de tight gas. Esa producción nueva, hace tres o cuatro años, no existía.

¿Cómo es el avance de los nuevos proyectos en Vaca Muerta?

En el área Bandurria, tenemos un socio tecnológico excelente como Schlumberger, vamos a acelerar el proceso de piloto y, posiblemente, en la zona pegada a Loma Campana, entremos en fase de desarrollo temprana. Hacia fines de 2018, tomaremos alguna decisión.

Por otro lado, queremos ir hacia el norte neuquino. Sabemos que el norte se caracteriza por una realidad más convencional en yacimientos maduros. Por eso precisamos que los líderes sindicales nos acompañen, para lograr una mejora de la eficiencia y migrar el concepto que ya logramos en otros campos de las zonas sur y este de Vaca Muerta. Nos interesa avanzar con Statoil en Bajo del Toro y visualizar Chihuido de la Sierra Negra, a ver qué oportunidades tenemos ahí. Arambuena lo vemos un poquito más adelante con Chevron, porque estamos desembolsando mucho capital en Loma Campana y, honestamente, competir hoy con Loma Campana en términos de rentabilidad es difícil; pero estamos considerando avanzar en una fase 2 de exploración y piloto, para poner el bloque en valor en 2019.

¿Qué oportunidades figuran en carpeta para el shale gas?

Creo que los grandes jugadores de shale gas van a estar relacionados con la aguada La Arena, que es un campo de gas y condensado 100% de YPF. Ahí estamos completando pozos ahora, al igual que en Rincón del Mangrullo pusimos en marcha tres pozos en Vaca Muerta que tienen un muy buen desempeño. En La Rivera, en tanto, pusimos dos pozos, también con resultados positivos.

¿El Orejano (el área que YPF desarrolló con Dow) ya alcanzó el plató de producción de shale gas?

Aún no, produce 4,4 MMm3/día de shale gas. Está previsto continuar el desarrollo bajo la órbita de la resolución 46-E, porque existe crecimiento en el bloque. Los últimos pozos que hicimos fueron muy buenos, y hemos alcanzado un costo métrico de pozo muy similar a Loma Campana. ×