YPF redujo un 40% los costos de los pozos horizontales en Vaca Muerta
Si bien la actividad no convencional en la cuenca Neuquina decayó sensiblemente en el último año por los coletazos de la crisis internacional del crudo, que amesetó los precios por debajo de los 50 dólares, los últimos pozos perforados en Loma Campana, el mayor desarrollo de shale oil de la Argentina y el principal play no convencional fuera de EE.UU., dan cuenta de un avance significativo en materia de productividad y reducción de costos operativos.
De un relevamiento realizado por El Inversor Online entre empresas de servicios con actividad en la campo se desprende que YPF –opera el campo en sociedad con Chevron- logró reducir un 40% los costos de perforación de un pozo tipo horizontal en Loma Campana con relación a los números de 2014. Concretamente, según datos de julio de este año, la colocación de un pozo de shale oil con una rama horizontal con 18 fracturas le cuesta a YPF US$ 9,9 millones. La clave es la rebaja del tiempo de perforación: hoy YPF demora 25,5 días promedio en realizar cada pozo. La media de 2016 es más elevada: el ponderado de los primero siete meses del año arroja que cada pozo se colocaba en 33,3 días, por lo que se costo era de US$ 10,5 millones.
El descenso de los costos es progresivo y se aceleró en los últimos seis meses, lo que da cuenta que la petrolera controlada por el Estado acelera la curva de aprendizaje para encontrar la tecnología más eficiente en la explotación de este tipo de plays. En 2014, la empresa gastaba US$ 16,6 millones y tardaba 41 días para colocar un pozo horizontal de entre 10 y 12 fracturas. Un año más tarde, en 2015, se desembolsaban U$S 14,8 millones con plazo de perforación de 38 días.
“En Argentina, nuestros equipos de Loma Campana (las unidades de drilling activas cayeron de 19 a 3 equipos en los últimos 18 meses) han hecho un progreso sorprendente al reducir los costos de desarrollo de la unidad de casi un 40% en el último año. La reducción de los costos de los pozos y el aumento del recobro superan las expectativas”, destacó Geoff Strong, managing director de Chevron para la unidad de Negocios de Latinoamérica a través de un comunicado interno de la compañía norteamericana.

Productividad 

La optimización de los costos de perforación se replica también en la productividad de los pozos colocados. De acuerdo con la información relevada por este medio, la EUR (Estimación de Producción Acumulada del pozo a 30 años, por sus siglas en inglés) creció de 455.000 barriles de crudo (Kbbl) en 2014 a 525 Kbbl en 2015 y trepó hasta los 570 Kbbl en 2016. Es decir, que en los últimos dos años la producción de shale oil por pozo se incrementó casi un 28 por ciento.
Son cifras que posicionan a Vaca Muerta en una buena posición en comparación con plays similares de EE.UU. De acuerdo con estimaciones de una consultora petrolera de primer nivel, el drilling speed de Vaca Muerta se elevó un 47% en el último año, al pasar de 393 a 578 pies cúbicos por día (ft/día), por encima de los promedios de Haynesville (526 ft/día) y Bakken (514 ft/día). Son cifras que están en línea con los valores de Eagle Ford, que registra producción de 592 a 996 ft/día en función de cada subplay.
“El mismo análisis concluye que la productividad de los pozos de YPF en Loma Campana es solo comparable con la de los mejores oil sub-plays en Permian y significativamente mejor que los oil sub-plays en Eagle Ford o Bakken”, explicó un consultor que pidió la reserva de nombre.
La merma se replica además en el costo por etapa de fractura, que descendió de US$ 600.000 en 2014 a US$ 400.000 en 2015 y se redujo hasta los US$ 300.000 en el segundo trimestre de 2016, como resultado de la utilización de arena local procesada en la planta de tratamiento construida por YPF en Añelo.