A un año del gran freno de la pandemia, la actividad en la formación se encuentra en un momento bisagra para descollar su potencial. De la mano de la eficiencia y los mejores precios las empresas aceleran los desarrollos de gas y petróleo.
La luz al final del túnel que el año pasado apenas se vislumbraba en una Vaca Muerta fuertemente golpeada por la pandemia y la cuarentena, hoy aparece como una luz de esperanza, el puntapié de una nueva era en la formación, en la que con un salto enorme en eficiencia, las principales operadoras están apostando a multiplicar su producción en miras ya no del mercado interno, sino de la senda exportadora.
A pocos meses del brutal impacto que tuvo el inicio de la pandemia, que llevó por ejemplo al cierre de la mitad de la producción del principal bloque productor de petróleo de la formación, el escenario en este segundo semestre del 2021 es muy diferente y genera un optimismo entre los referentes de las principales operadoras que esta semana participaron del cierre de las Octavas Jornadas de Energía del diario Río Negro.
Los récords e hitos que antes eran perseguidos, hoy se sitúan en un segundo plano, detrás del logro de que el nivel general de actividad se encuentre estandarizado en un punto alto, con muy poco que envidiarle al ritmo de trabajo de los principales campos de Estados Unidos como Permian.
Uno de los directivos que mejor graficó el momento por el que atraviesan los desarrollos de Vaca Muerta fue el vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF, Pablo Iuliano. “Llevamos dos meses consecutivos por encima de las 400 etapas de fractura, 532 parar ser exacto en el último mes. De manera consistente hemos logrado, con algunas de nuestras flotas de set de fractura, más de 200 etapas por día. Y en términos de eficiencia es sólo un 10 ó 15% por debajo de lo que se hace en Permian”, indicó.
Recientemente la firma, junto con Halliburton, aplicó la técnica simul frac que consiste en realizar dos etapas de fractura en dos pozos, al mismo tiempo y con un mismo set. “Son los primeros test de algo que creemos que nos puede llevar a un nivel de competitividad muy importante que nos va a permitir mejorar un 30% la eficiencia”, aseguró Iuliano.
Al igual que YPF que incrementó un 126% su producción de gas en este año de la mano del Plan Gas Ar, Tecpetrol también logró un fuerte ramp up de su producción en los últimos 6 meses y gracias a la eficiencia y los avances en el diseño de pozos, de los 11 millones de metros cúbicos que producían en Fortín de Piedra en diciembre pasaron a los casi 17,5 millones actuales.
Lejos de conformarse, la firma se prepara para alcanzar su marca más alta de producción en su bloque estrella de Vaca Muerta y estiman que el mes que vienen alcanzarán los 18 millones de metros cúbicos por día. Una producción inédita para Fortín de Piedra que mantendrán durante el invierno.
“La verdad que los pozos vienen muy bien, están teniendo una performance excelente. Estamos pensando en llegar a los 18 millones de metros cúbicos en agosto”, anunció el CEO de la empresa, Ricardo Markous.
Para dar apoyo a la nueva producción es necesario sumar infraestructura, y es por esto que Shell ya comenzó con la construcción de un oleoducto.
El nuevo caño podrá transportar hasta 120.000 barriles de petróleo y unirá el área Sierras Blancas con el oleoducto troncal de Oldelval en Allen y recorrerá 105 kilómetros con producción de Shell y de otras empresas.
“Es importante porque es el primer proyecto que tiene Shell en el sector del midstream en Vaca Muerta y este caño nos va a permitir ser más eficiente y tener un transporte con menor costo”, destacó el director de Operaciones de Shell Argentina, Sebastián Regis.
Así como Shell espera cerrar el año con un aumento en su producción del 150% al pasar de 12.000 a 30.000 barriles diarios, Vista Oil&Gas también pisa el acelerador a fondo en la producción de petróleo para llegar a fin de año con un salto del 40% en su generación.
El COO de Vista, Juan Garoby, destacó que buena parte de este salto, se debe a la mejora en la eficiencia que han alcanzado, ya que en solo tres años redujeron un 45% el costo de cada pozo.
Y es por esto que la firma de Miguel Galuccio apuesta a exportar otros 1,5 millones de barriles de crudo en lo que queda de este año para igualar la meta de 3 millones de barriles exportados que tuvieron el año pasado.
La ruta del 2022
Desde YPF precisaron que en los próximos días van a incorporar entre 2 a 3 equipos y durante el 2022 van a continuar con esa cantidad. Además proyectan sostener la producción de gas y continuar creciendo en el segmento del petróleo para llegar en 2026 a una generación de 250.000 barriles de crudo de Vaca Muerta.
“Tenemos pensado un plan de inversiones muy agresivo que nos va a permitir hacerlo”, afirmó Iuliano.
Por su parte, Tecpetrol planea una inversión cercana a los 400 millones de dólares para la Cuenca Neuquina el próximo año y van mantener 3 equipos de perforación y 1 set de fractura que opera Tenaris, la otra empresa del Grupo Techint.
Si las condiciones macroeconómicas y la nueva ley de fomento lo permiten, la empresa también analiza redoblar la apuesta y avanzar en un nuevo desarrollo masivo para su área petrolera en Vaca Muerta: Los Toldos II Este.
Uno de los proyectos de infraestructura más importante para el año que viene es el de Shell que planea aumentar su capacidad de procesamiento de crudo con una nueva planta de 30.000 barriles similar a la que inauguro hace un mes.
De comenzar con el proyecto sería a finales del próximo año y le permitirá a la firma procesar hasta 72.000 barriles. “El plan que tenemos es continuar con la perforación de 30 pozos al año y a finales de 2022, junto con el oleoducto que se va a terminar de construir, vamos a estar llenando la primera CPF y ahí tenemos que empezar a planear expandir la capacidad de procesamiento”, indicó Regis.
Desde Vista Oil&Gas el plan contempla el desarrollo de al menos 4 pads, por un total de 20 pozos, que forman parte del acuerdo pactado con la trader internacional Trafigura por una inversión conjunta de 250 millones de dólares. Garoby advirtió que “podemos incrementar la producción hasta los 55.000 barriles equivalentes por día sin necesidad de ampliar la capacidad de tratamiento” y detalló que en 2022 continuarán operando con set de fractura y un rig al cual podría sumarse un segundo perforador para acelerar algunos pads.
El director de Estrategia y Nuevos Negocios de Total Austral, la subsidiaria local de TotalEnergies, Sergio Giorgi, advirtió que la firma buscará mantener su producción de gas natural por encima del compromiso pactado en el Plan Gas Ar que “hoy es de 33 millones de metros cúbicos por día a nivel de la empresa, es decir que producimos el 30% del gas de Argentina”. Y advirtió que en esperan aumentar las inversiones el su gran desarrollo de Vaca Muerta que es Aguada Pichana Este (APE).
Pan American Energy también pisará el acelerador en sus desarrollos de Vaca Muerta. El Upstream Managing Director de la firma, Danny Massacese, precisó que “tenemos cuatro equipos de perforación y un set de fractura. Para el año que viene estamos planificando aumentar la actividad. Este año vamos a terminar con 29 pozos nuevos y para 2022 serán alrededor de 40”.
Pero mientras los directivos coincidieron en la necesidad de aprovechar la ventana de oportunidades que tiene por pocos años Vaca Muerta, también fueron varios los que destacaron que para poder darse el salto buscado en la producción es necesario trabajar de inmediato en la ampliación de la infraestructura de oleoductos, gasoductos y también de los equipos de servicios especiales para evitar cuellos de botella que frenen esta nueva era de Vaca Muerta.
Fuente: Rio negro