YPF redujo sustancialmente los costos en Vaca Muerta

Pese a la caída del precio internacional, que afectó el nivel de actividad en el play no convencional, YPF redujo hasta los u$s 9,9 millones el costo de perforación horizontal por pozo en Loma Campana. La producción de shale oil por pozo creció un 30% en los últimos 24 meses.

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 u$s 50, los últimos pozos perforados en Loma Campana, el mayor desarrollo de shale oil de la Argentina y el principal play no convencional fuera de Estados Unidos, dan cuenta de un avance significativo en materia de productividad y reducción de costos operativos.

De un relevamiento realizado por Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía entre empresas de servicios con actividad en el campo se desprende que YPF –opera Loma Campana en sociedad con Chevron– redujo 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 u$s 9,9 millones. La clave es la rebaja del tiempo de perforación: hoy YPF demora 25,5 días promedio en realizar cada pozo. La media de 2016 es más elevada: el ponderado de los primeros siete meses del año arroja que cada pozo se colocaba en 33,3 días, por lo que su costo era de u$s 10,5 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 primeros siete meses del año arroja que cada pozo se colocaba en 33,3 días, por lo que su costo era de u$s 10,5 millones.

Strong: “En Argentina, nuestros equipos de Loma Campana han hecho un progreso sorprendente al reducir los costos de desarrollo de la unidad casi un 40% en el último año. La disminución de los costos de los pozos y el aumento del recobro superan las expectativas”

El descenso de los costos es progresivo y se aceleró en los últimos seis meses, lo que da cuenta de 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 u$s 16,6 millones y tardaba 41 días para colocar un pozo horizontal de entre 10 y 12 fracturas. Un año más tarde, en 2015, se desembolsaban u$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 casi un 40% en el último año. La disminución 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%.
Son cifras que colocan a Vaca Muerta en una buena posición, en comparación con plays similares de Estados Unidos. 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 una 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 sólo comparable con la de los mejores oil subplays en Permian y significativamente mejor que los oil subplays en Eagle Ford o Bakken”, explicó un consultor que pidió la reserva de nombre.

Arena local

A partir de la brusca caída del precio internacional del crudo, la optimización de los costos de producción de shale oil se ha convertido en el principal objetivo de YPF.
En esa dirección, la compañía invirtió cerca de u$s 150 millones para construir una planta de tratamiento de arenas de fractura en Añelo, a las puertas de Vaca Muerta. Es el primer proyecto de este tipo en la Argentina.
YPF realizó un exhaustivo relevamiento de más de 82 reservorios de arena en todo el país para determinar que los yacimientos ubicados a 80 km de la localidad de Dolavon son los de mejor calidad.
Las arenas constituyen uno de los principales insumos que intervienen en la producción de crudo y gas no convencionales, ya que funcionan como un agente sostén que mantiene permeable la estructura de los microcanales por los cuales fluye el hidrocarburo hacia la boca de pozo.
La merma se replica además en el costo por etapa de fractura, que descendió de u$s 600.000 en 2014 a u$s 400.000 en 2015, y se redujo hasta los u$s 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.

Rediseño

YPF rediseñó el esquema de perforación. Hoy está colocando cuatro pozos en línea en un misma PAD a fin de mejorar los tiempos de colocación y la eficiencia. La metodología permite cementar el pozo de forma off line cuando el equipo ya no está, lo que agiliza el proceso. En forma complementaria, se incorporó nueva tecnología para la perforación y direccionamiento de los pozos. Hoy, un pozo horizontal tipo (con alrededor de 18 etapas de fractura) en Loma Campana alcanza los 4.500 metros, de los cuales alrededor de 1.500 son de extensión lateral (Vaca Muerta se encuentra a 2.900 metros de profundidad).