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La visión del los líderes del Usptream en el Energy Day
Eficiencia, reducción de costos y exportación de crudo, los desafíos de Vaca Muerta para 2021
Vie 27
noviembre 2020
27 noviembre 2020
En el Panel de Upstream del Energy Day dieron su visión de futuro Pablo Iuliano de YPF, Daniel De Nigris de ExxonMobil, Juan Garoby de Vista Oil&Gas y Gustavo Hock de Pluspetrol. Los referentes de las operadoras pusieron el foco en la optimización y la eficiencia en la producción y en la reducción de costos en Vaca Muerta.
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Del panel de Upstream del Energy Day, el evento energético organizado el miércoles por Econojournal, participaron referentes de operadoras con importante presencia en los no convencionales de Vaca Muerta. Bajo el disparador ¿Qué nivel de actividad proyectan las productoras en 2021?, dieron su visión Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF; Daniel De Nigris, country manager de ExxonMobil; Juan Garoby, COO de Vista Oil&Gas; y Gustavo Hock, director de Operaciones de Pluspetrol.

Las intervenciones coincidieron en la importancia de la reducción y optimización de los costos en el desarrollo de los no convencionales. Además, los referentes de YPF, ExxonMobil, Vista y Pluspetrol comparten que el año que viene el precio del barril internacional de petróleo se ubicará entre los 40 y 50 dólares y analizan sus inversiones en base a este análisis.

En este sentido, Iuliano remarcó que “nuestra visión estratégica para el futuro es recuperar el core de la compañía, que es la producción de petróleo y gas. Para esto, vamos a enfocarnos en dos frentes: tenemos un cluster central de desarrollo de petróleo con muy buenos rendimientos, pero tenemos que seguir trabajando en bajar los costos por pozo y alcanzar mejor eficiencia”. Y agregó: “estamos en un costo de desarrollo de entre 8 y 9 dólares por barril, dependiendo la zona. En Permian (Estados Unidos) tienen mejores costos que estos, pero la verdad es que creemos que los podemos alcanzar”.

Previsibilidad

En tanto que De Nigris, country manager de de ExxonMobil, que tiene siete bloques en distintos estados de desarrollo en Vaca Muerta, señaló que “lo que necesitamos para adelante es tener un marco de estabilidad en aspectos de competitividad con otros mercados. Cuando hablamos de exportaciones en el mercado internacional hay reglas como el precio, las formas y plazos de entregas ya están establecidos. Tenemos que generar una serie de elementos que nos permitan competir en forma permanente con ventas a clientes que puedan ser previsibles en el tiempo. En este marco, es importante tener un régimen con precios asociados a los mercados internacionales”.

Por su parte, Juan Garoby, de Vista Oil&Gas, sostuvo: “en la ventana de petróleo, todo lo que es optimización de costos de desarrollo se vio apalancada fundamentalmente por una mejora en la productividad de los pozos en su EUR (la sigla con la que se denomina a la cantidad total de hidrocarburo que producirá el pozo a lo largo de su vida útil), en su recuperación final y en la optimización de tiempos y costos de perforación y completación en la construcción de pozos».

También se mejoró mucho en el espaciamiento entre etapas, ya que originalmente se hablaba de 100 metros de espaciamiento y hoy creo que todos estamos entre los 50 y 60 metros. Es decir, pozos de 2.500 metros terminan con 50 etapas y de 3.000 metros con 60 etapas”, agregó.

Por último, Gustavo Hock, de Pluspetrol, subrayó que “la particularidad de La Calera (un bloque de shale oil con gran cantidad de gas asociado) es que está en la ventana de gas y petróleo y nos da una ventaja para acondicionar el plan de desarrollo de acuerdo a los planes de promoción del gas o al mercado del petróleo. Podemos jugar con el desarrollo hacia el este o al oeste y las distintas combinaciones”.

A continuación, las principales definiciones de los participantes del panel de Upstream del Energy Day:

Pablo Iuliano (YPF)

  • “Estamos confiados en poder ser competitivos con el nivel de precios actuales. Creemos que en el futuro el precio va a estar entre 40 y 50 dólares por barril, no vemos que vaya a ser mejor que eso y nos tenemos que preparar para ese desafío”.
  • “Tenemos bloques dentro de nuestros desarrollos masivos que nos permiten tener costos competitivos a estos niveles de precios. El desafío es llevar esto al resto de la cuenca de forma sistemática”.
  • “Estamos apuntando fuerte en dos ejes fundamentales: la productividad de los pozos y la reducción de costos. Es decir, hacer las cosas de manera más eficiente y más rápido y con organizaciones adaptadas a esta realidad de la pandemia y los desafíos del futuro”.
  • “Tenemos que apuntar a una ventana en el cual nuestros proyectos puedan funcionar con un break even (umbral de rentabilidad) inferiores a 30 dólares. Este es el objetivo que nos hemos planteado para desarrollar los clusters en Vaca Muerta, siempre con la visión y objetivo de largo plazo y convertir a YPF en una plataforma que nos permita exportar petróleo de una manera sustentable”.
  • “El reciente Plan Gas 2020-2024 nos pone nuevamente en carrera para comenzar a desarrollar nuestros bloques de gas. En principio, vamos a desarrollar dos campos que tenemos testeados para abastecer el mercado argentino y seguir trabajando para que en un futuro podamos exportar GNL, pero para esto tenemos que ser competitivos con los costos y lograr el break even de gas por debajo de US$ 1,5 por millón de BTU”.
  • “Estamos en condiciones y el desafío que tenemos es crecer y abastecer el mercado local, pero, además, armar una base sustentable de producción exportable. El crudo de Vaca Muerta no es conocido, hay que instalarlo y hacerlo conocer en todo el mundo”.
  • “Revisamos casi el 65% de los contratos de YPF para ser más eficientes y realmente es un trabajo que nos permitió encontrar ineficiencias que nos abrió la puerta para proyectar costos por pozos de entre el 20% y 30%”.
  • “Cuando sellemos el acuerdo de sustentabilidad de Vaca Muerta con los sindicatos vamos a tener alrededor de 10 u 11 equipos de perforación, tanto en gas como en petróleo. De la mano de la reducción de costos vamos a poder perforar más pozos, estamos pensando en perforar 15% o 20% más de pozos de lo que fue 2019 con el mismo capex. Estamos pensando en crecer en producción en un 30% o 40% respecto a lo que fue este año”.

Daniel De Nigris (ExxonMobil)

  • “La estrategia del desarrollo no convencional en Vaca Muerta viene atada a que la Argentina para ExxonMobil es el primer lugar fuera de Norteamérica con progresos de desarrollos de este tipo. La estabilidad a mediano y largo plazo es la que va a traer competitividad básica de los proyectos. Estamos trayendo esa experiencia de más de 50.000 pozos operados en Norteamérica con una empresa que es líder en no convencionales en Estados Unidos”.
  • “Nuestra posición está balanceada en las ventanas de crudo, condensado y gas. Dentro de los siete bloques que tenemos, cinco están con concesiones de 35 años y dos en la ventana de oil. Tenemos una posición concreta de más de 300.000 acres”.
  • “En Bajo del Choique-La Invernada, donde tenemos puesto el foco, estamos en todos los pads con pozos de más de 3.000 metros de rama lateral con 50 etapas de fractura y estamos teniendo muy buenos resultados y con productividad. Hemos tenido producciones de 2.500 barriles por día, que esto no sólo muestra un deriskeo de la zona donde estamos trabajando sino una primera pata para una competitividad de largo plazo que es la producción”.
  • “En la cuenca, por los distintos bloques que tenemos, no hay un diseño que puedas hacer una copia y repetirlo en todos los lugares en el mismo intervalo. Son muy buenas las distintas señales de productividad que tenemos en los distintos lugares de la cuenca que ponen a Vaca Muerta como un recurso de calidad mundial. Pero en función del lugar donde uno tiene los bloques y la cantidad de pozos vamos generando distintos niveles de desarrollo y diseño para los distintos lugares que operamos. Por ejemplo, lo que es el diseño de cañerías de producción va a ser el mismo, pero a medida que vamos viendo los distintos lugares de la cuenca vemos que los intervalos son distintos, las secciones laterales tienen distinta complejidad de perforación”.
  • “El próximo objetivo va a estar dado en tener condiciones estables de competitividad. Este negocio, con períodos de concesiones de largo plazo, tiene que tener volatilidades de corto plazo como la que estamos pasando, que no es sólo en la Argentina sino a nivel mundial”.
  • “Tenemos que ser muy competitivos en ese marco exportador en lo que son los aranceles, pero también en todo el circuito logístico, es decir, poder llegar lo más eficientemente posible al punto de embarque y la posibilidad de exportar”.

Juan Garoby (Vista Oil&Gas)

  • “Hace unos pocos años nos costaba justificar una acumulada de 1.000.000 de barriles y hoy estamos en una acumulada que superan 1.500.000 de barriles. Los pozos hoy son más largos, con ramas laterales que superan tranquilamente los 2.500 y 3.000 metros”.
  • “También obtuvimos avances en la geonavegación, el posicionamiento de los pozos es clave. Al mismo tiempo, se optimizaron los diseños de fracturas y fuimos hacia diseños bastante menos complejos de lo que eran antes”.
  • “Acabamos de terminar de perforar un pad y de completar otro. Son 4 pozos por pad de 2.800 metros cada uno y perforamos 4 pozos en menos de 85 días, lo que da un promedio de 21 días por pozo y hace muy poco tiempo estábamos viendo cómo bajar los 30 días”.
  • “En terminación de pozos estamos entre 8 y 9 etapas por día por pozo. Acabamos de terminar un pad de 196 etapas en sólo 23 días, lo que da 8 etapas y media por pozo, cuando en 2 o 3 años no se podía superar las 3 o 4 etapas por día. Los costos cayeron en el último tiempo, nosotros estamos entre los 8 y 9 dólares el barril también”.
  • “En Bajada del Palo, luego del parate de la actividad de 2020 volvimos a niveles bastante altos. Estamos planificando mantener para 2021 un crecimiento sostenido. Estamos viendo mantener un equipo de perforación y un set de fractura de manera permanente durante todo el año”.

Gustavo Hock (Pluspetrol)

  • “Todavía no tenemos un volumen importante de pozos, pero sí logramos transitar una buena parte de la curva de aprendizaje porque estamos en indicadores similares
  • “En cuanto a los pozos, tenemos equipos de última tecnología y estamos haciendo telemetría que nos permite tener ingeniería online y esto nos ha ayudado a optimizar mucho los tiempos de perforación”.
  • “La Calera tiene un potencial enorme para Pluspetrol, hablamos de recursos de 370 millones de barriles y 8 TCF de gas”.
  • “Estamos analizando el contexto, tanto macro como local. El Plan Gas es un factor importante. Tenemos actividad y tenemos los equipos para sostener el plató de producción”.
  • “Hoy podemos llevar a La Calera a un plató de 30 millones en 5 o 10 años. Estamos estudiando el nuevo plan de producción para ver si podemos llevar a La Calera a un nivel que creemos en la compañía que tiene que estar”.

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