Post Trama – Wide 1

  
La visión de los líderes del upstream
Desafíos para incrementar la competitividad de Vaca Muerta en 2021
Jue 11
febrero 2021
11 febrero 2021
Iuliano de YPF, de Nigris de ExxonMobil, Garoby de Vista Oil & Gas y Hock de Pluspetrol coincidieron en que el foco estará puesto en la eficiencia y en la reducción de costos. También están de acuerdo en que el precio del barril internación del petróleo se ubicará entre los U$S 40 y 50 y analizan sus inversiones sobre la base de este análisis.
Escuchar nota

Los principales productores de hidrocarburos buscan dejar atrás un año duro marcado por la crisis profunda que provocó el coronavirus. Uno de los principales desafíos para este 2021 es ser más competitivos en el upstream. En un contexto complejo por lo que todavía genera la pandemia y por las propias características del mercado argentino, cuatro ejecutivos de las principales operadoras con fuerte presencia en los no convencionales de Vaca Muerta coincidieron en que el foco para el año que viene estará puesto en la optimización de recursos, la eficiencia en las operaciones y la reducción de los costos en el desarrollo no convencional. En el panel de Upstream del Energy Day, evento organizado por EconoJournal y TRAMA, expusieron Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF; Daniel De Nigriscountry manager de ExxonMobil; Juan Garoby, COO de Vista Oil & Gas; y Gustavo Hock, director de Operaciones de Pluspetrol. 

Expectantes 

El disparador del panel fue el nivel de actividad que las productoras proyectan para 2021. Pablo Iuliano, de YPF, remarcó que «estamos apuntando fuerte a dos ejes fundamentales: la productividad de los pozos y la reducción de costos. Es decir, hacer las cosas de manera más eficiente y rápida y con organizaciones adaptadas a esta realidad de la pandemia y los desafíos del futuro. Nuestra visión estratégica es recuperar el core de la compañía, que es la producción de petróleo y gas. Tenemos un cluster central de desarrollo de petróleo con muy buenos rendimientos, pero debemos seguir trabajando en bajar los costos por pozo y alcanzar mejor eficiencia». Y agregó: «Estamos en un costo de desarrollo de entre u$s 8 y 9 por barril, dependiendo la zona. En Permian (Estados Unidos) tienen mejores costos que estos, pero la verdad es que creemos que los podemos alcanzar». 

Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF

Daniel De Nigris, de ExxonMobil, que tiene siete bloques no convencionales en distintos estados de desarrollo, 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 entrega que ya están establecidas. 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». 

Daniel De Nigris, country manager de ExxonMobil

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 apalancado 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». Y añadió: «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»

Gustavo Hock de Pluspetrol subrayó que «para desarrollar La Calera (un bloque de shale oil con gran cantidad de gas asociado) hay factores importantes a tener en cuenta: la macroeconomía, qué va a pasar con el consumo y los precios, el marco regulatorio y lo que suceda con la pandemia. La particularidad de La Calera es que está en la ventana de gas y petróleo, y nos da una ventaja para acondicionar el plan de desarrollo de acuerdo con los planes de promoción del gas o el mercado del petróleo. Podemos jugar con el desarrollo hacia el este o el oeste y las distintas combinaciones». 

Precios y competitividad 

Los referentes de YPF, ExxonMobil, Vista y Pluspetrol comparten que 2021 el precio del barril internacional de petróleo se ubicará entre los u$s 40 y 50 y, a partir de allí, analizaron sus inversiones. 

«Estamos confiados en poder ser competitivos con el nivel de precios actuales. Creemos que en el futuro va a estar entre u$s 40 y 50 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 contar con costos competitivos a estos niveles de precios. El desafío es llevar esto al resto de la cuenca de forma sistemática», remarcó el vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF. 

Iuliano también subrayó: «Tenemos que apuntar a una ventana en la cual nuestros proyectos puedan funcionar con un break even (umbral de rentabilidad) inferior a u$s 30. Este es el objetivo que nos hemos planteado para Vaca Muerta, siempre con la visión y objetivo de largo plazo, y convertir a YPF en una plataforma que nos permita exportar petróleo de una manera sustentable. El reciente Plan Gas 2020-2024 nos pone nuevamente en carrera. En principio, vamos a desarrollar dos campos que tenemos testeados para abastecer el mercado argentino y seguir trabajando para que en un futuro podamos exportar GNL, pero para esto tenemos que ser competitivos con los costos y lograr el break even de gas por debajo de u$s 1,5 por millón de BTU». 

Juan Garoby, COO de Vista Oil & Gas

De Nigris indicó que la estrategia del desarrollo no convencional en Vaca Muerta viene atada a que para ExxonMobil Argentina es el primer lugar fuera de Norteamérica con progresos de desarrollos de este tipo. «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 y que opera en todas las cuencas», aseguró.  

Con respecto a Argentina, sostuvo que «nuestra posición está balanceada en las ventanas de crudo, condensado y gas. Esta posición balanceada nos permite, de alguna manera, ir traccionando aquellos bloques que es más económico desarrollar. Dentro de los siete bloques, tenemos cinco que están bajo concesiones de 35 años. Nuevamente, también en la ventana de oil, tenemos el bloque Bajo del Choique-La Invernada, con una nueva inversión este año, Los Toldos II Oeste, un área en una zona en la que hay menor desarrollo de actividades de crudo pero con buen acceso a Oldelval, donde tenemos participación. Dentro de las ventanas de condensado, tenemos los bloques Los Toldos I Sur y Pampa de las Yeguas, donde somos socios con YPF, y no quería dejar de mencionar que en diciembre de 2018 hemos incorporado a nuestros bloques en la Cuenca Neuquina a un socio estratégico de ExxonMobil a nivel mundial, Qatar Petróleo. Tenemos una posición concreta de más de 300.000 acres».  

«El próximo objetivo va a estar dado en tener condiciones estables de competitividad. Este negocio, con períodos de concesiones de largo plazo, tiene volatilidades de corto plazo como la que estamos pasando, que no es solo en la Argentina sino a nivel mundial», agregó.  

Gustavo Hock, director de Operaciones de Pluspetrol

En el camino hacia la competitividad, Juan Garoby sostuvo que «con el escenario de precios actual estamos bien, pero desde el punto de vista de costo de desarrollo sería mejor un precio mayor. El break even de un single wells nos da por debajo de los u$s 40 por barril, pero hay que sumarle el resto de las facilidades. Entre u$s 40 y 50 nos da el break even«. Y agregó que «hace unos pocos años nos costaba justificar una acumulada de 1 millón de barriles y hoy estamos en una acumulada mayor a 1,5 millones de barriles. Los pozos hoy son más largos, con ramas laterales que superan tranquilamente los 2.500 y 3.000 metros. 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». También subrayó que «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 considerando mantener un equipo de perforación y un set de fractura de manera permanente durante todo el año». 

«En cuanto a los pozos, tenemos equipos de última tecnología. Estamos haciendo telemetría, que nos permite tener ingeniería online y esto nos ha ayudado a optimizar mucho los tiempos de perforación. 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», afirmó Hock, de Pluspetrol, quien comentó que el área La Calera tiene recursos por 370 millones de barriles y 8 TCF de gas. 

Avances en la perforación 

El ejecutivo de YPF describió que «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% ó 20% más de pozos de lo que fue 2019 con el mismo capex. Estamos pensando en crecer en producción en un 30% o 40% con respecto a lo que fue 2020«. «Revisamos casi el 65% de los contratos de YPF para ser más eficientes y realmente es un trabajo que nos permitió encontrar ineficiencias y nos abrió la puerta para proyectar costos por pozos de entre el 20% y 30%», concluyó Iuliano. 

En cuanto al diseño de los pozos, De Nigris comentó que «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 con muy buenos resultados y productividad. Tuvimos producciones de 2.500 barriles por día; esto no solo muestra un deriskeo de la zona donde estamos trabajando, sino una primera pata para una competitividad de largo plazo, que es la producción». Y agregó que «en la cuenca, por los distintos bloques que tenemos, no hay un diseño del 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 diferentes 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 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 notamos que los intervalos son diferentes, las secciones laterales tienen distinta complejidad de perforación».     

Por su parte, Juan Garoby, de Vista, enfatizó que «acabamos de terminar de perforar un pad y de completar otro. Son cuatro pozos por pad de 2.800 metros cada uno y perforamos cuatro 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 ocho y nueve etapas por día por pozo. Acabamos de terminar un pad de 196 etapas en solo 23 días, lo que da ocho etapas y media por pozo, cuando en dos o tres años no se podía superar las tres o cuatro etapas por día. Los costos cayeron en el último tiempo, nosotros estamos entre los u$s 8 y 9 el barril también». 

Desde Pluspetrol, Hock indicó que «todavía no tenemos un volumen importante de pozos, pero sí logramos transitar una buena parte de la curva de aprendizaje y estamos en indicadores similares a los de la cuenca, con pozos de 2.000 ó 2.500 metros con 40 etapas de fractura y con muy buena productividad. Hoy podemos llevar La Calera a un plató de 30 millones en cinco o diez años. Estamos estudiando el nuevo plan de producción para ver si podemos llevar a La Calera a un nivel que en la compañía creemos que tiene que estar». 

Horizonte exportador 

Pablo Iuliano, de YPF, resaltó que «estamos en condiciones de crecer y abastecer el mercado local, ese es nuestro desafío. 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». 

Por último, De Nigris también se refirió a las posibilidades de incrementar exportaciones: «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 con la posibilidad de exportar». 

Deja una respuesta

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *

LAS MÁS LEÍDAS

1.

# 
| 06/18/2024

El gobierno de Río Negro compartió avances del proyecto Vaca Muerta Sur con YPF

El gobierno de Río Negro y las autoridades de YPF llevaron una jornada de trabajo en la provincia con el objetivo de repasar los avances del Vaca Muerta Sur, la obra que permitirá ampliar la capacidad de producción y exportación de Vaca Muerta.
| 06/17/2024
La obra se ejecutó en un plazo de 120 días, con un costo total de 117 millones de pesos financiados exclusivamente por Pluspetrol.
| 06/12/2024
El presidente de Tenaris para el Cono Sur se refirió a los proyectos de midstream en los que participa la compañía y a la velocidad que debe tomar Argentina en la agenda hacia la transición energética. Detalló que trabajan en el Gasoducto Vicuñas – proyecto de TGN vinculado a toda la demanda de la minería de litio en las provincias de Jujuy, Salta y Catamarca-, la completación de Duplicar de Oldelval, el oleoducto Vaca Muerta Sur y el Duplicar Norte.
| 06/12/2024
El ejecutivo de YPF analizó los proyectos de infraestructura que la compañía lleva adelante, como el oleoducto Vaca Muerta Sur y la planta de producción de Gas Natural Licuado (GNL). Gallino anticipó que están por lanzar dos procesos de competencia más sobre instalaciones y una planta de separación. El ducto podría estar operativo en julio de 2026 y la planta de GNL exportaría el primer barco en 2030.
WordPress Lightbox