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Hace apenas cinco años, el desarrollo a gran escala de Vaca Muerta, uno de los mayores depósitos de shale oil y gas del mundo, era poco más que un sueño. Sin embargo, ahora, después de haber aprendido algunas duras lecciones, se está volviendo realidad.

 

En un principio, YPF, la mayor petrolera argentina, marcó el camino identificando las técnicas de perforación más eficientes para pozos horizontales, lo que redujo los costos en más de la mitad en los últimos tres años, afirman desde el Gobierno. Ahora, otras empresas empiezan a seguir su ejemplo. “YPF aprendió cómo hacerlo, y nos ayudó a todos. Pudimos aprovechar eso”, asegura Carlos Ormachea, CEO de Tecpetrol, cuyo proyecto pionero en Fortín de Piedra empezó a operar hace poco más de un año. En la actualidad, representa 10% del gas producido en la Argentina, con una inversión hasta ahora de u$s 1400 millones, agrega. “Además de nuestra producción, hemos contribuido bajando el riesgo para todos los otros proyectos en Vaca Muerta, simplemente porque YPF hizo un aporte inicial identificando cómo producir y cómo no producir”, señala Ormachea. Entre los problemas que enfrentó YPF, se incluye que, inicialmente, perforaba pozos verticales, pero pronto se dio cuenta de que los pozos horizontales son más eficientes. Ormachea añade que los avances de Tecpetrol ayudaron a confirmar la calidad de la formación rocosa Vaca Muerta, para que otras compañías la copien.

 

Aun así, falta para que Vaca Muerta compita con la eficiencia del shale estadounidense. La pregunta es cuántas otras compañías podrán imitar la extraordinaria velocidad con la que elevó la producción, este año, Tecpetrol. Se espera que la actual producción de 11 metros cúbicos diarios alcance una meseta de 17 metros cúbicos a fines de este año, puntualiza Ormachea.

 

La mayoría de las demás empresas no tendrán la ventaja que tuvo Tecpetrol de formar parte del conglomerado argentino Techint, que cuenta con otras divisiones que se especializan en ingeniería, construcción y fabricación de tubos de acero.

 

Por otra parte, Tecpetrol también pudo aprovechar un plan de subsidios que, ahora, ya no incorpora nuevos beneficiarios. Diseñado para incentivar la producción de gas en Vaca Muerta, el programa del Gobierno se comprometía a pagar a los productores de gas la diferencia entre el precio de venta actual –cerca de u$s 4 por millón de BTU (Unidad Térmica Británica)– y u$s 7,50 por millón de BTU este año, cifra que se reducirá anualmente hasta llegar a u$s 6 en 2021, cuando finalice la iniciativa. “La producción de gas creció tanto que uno podría asegurar que el programa de subsidios realmente ya no se necesita”, dice Amanda Kupchella, analista de la consultora de energía Wood Mackenzie, para quien, este verano –cuando la demanda estacional es mucho menor–, el mercado podría equilibrarse o incluso tener una leve sobreoferta.

 

“Ese es un cambio inmenso”, apunta refiriéndose a que, por primera vez en años, la producción local cubre la demanda, lo que elimina la necesidad de importar. A su vez, explica que los subsidios fueron clave para que Vaca Muerta alcance las economías de escala necesarias para bajar los costos. Los costos de equilibrio de u$s 3 y u$s 5 por millón de BTU, comenta, son “bastante razonables” a los precios actuales, superiores a u$s 4 por millón de BTU.

 

La rápida expansión de la producción de gas no convencional en Vaca Muerta explica por qué Daniel Gerold, de G&G Energy Consultants en Buenos Aires, sostiene que las compañías ahora empezarán a invertir más en shale oil, que es mucho más sencillo de exportar que el gas natural –especialmente porque, por ahora, la Argentina carece de los gasoductos y las plantas de licuación que permitirían recorrer largas distancias.

 

“Si la Argentina exporta petróleo, generará los dólares necesarios para pagar las importaciones de gas”, afirma Gerold con la esperanza de que las inversiones en Vaca Muerta aumenten de cerca de u$s 3300 millones este año a u$s 4000 millones en 2019, estando estas nuevas mayormente vinculadas a proyectos de petróleo.

 

Una de las compañías que apuestan al shale oil es Vista –dirigida por Miguel Galuccio, CEO de YPF hasta 2016 y quien lideró el desarrollo de Vaca Muerta–, que planea invertir más de u$s 2000 millones en los próximos cinco años. Desde este año, ya produce pequeñas cantidades de shale oil, y calcula bombear al menos u$s 45.000 barriles diarios en 2024.

 

“Con solo 10 compañías como Vista –algo no tan loco de suponer dado lo que ocurrió en los Estados Unidos–, se podría duplicar la actual producción petrolera en Vaca Muerta” (en cinco años), dice Juan Garoby, director de Operaciones de Vista, quien tenía a cargo la perforación de pozos no convencionales en YPF durante la conducción de Galuccio.

 

“Hoy, Vista es la única compañía independiente en Vaca Muerta, pero no es ilógico pensar que podrían llegar otras con el mismo perfil. Nosotros podríamos ser una vidriera”, agrega Garoby, para luego mencionar que la revolución del shale estadounidense se vio impulsada por empresas petroleras independientes respaldadas por firmas de private equity, como Vista.

 

Aun así, muchos piden cautela. Más allá de sus problemas con el gas, donde la Argentina necesita desarrollar su capacidad exportadora, la preocupación sigue siendo general, dado que los costos, en particular, siguen siendo más altos de lo que muchos quisieran. Por ejemplo, el elevado precio de la arena, un elemento clave para la fracturación hidráulica o fracking, a menudo es motivo de quejas.

 

Definitivamente sería de ayuda contar con más y mejor infraestructura para bajar los costos, pero es complicado debido a que muchas compañías de infraestructura de América latina se vieron afectadas por escándalos de corrupción. La financiación es otra barrera, lo que complica mucho a las firmas locales en un momento en que las tasas de interés en la Argentina superan el 70%. Ello sin mencionar los temores en cuanto a los costos laborales, pese a que un acuerdo de productividad firmado con los sindicatos en enero de 2017 incentivó a que inviertan compañías como Tecpetrol.

 

“Tenemos que tener en cuenta que los Estados Unidos está donde está después de 20 años, y con la economía y la legislación norteamericana”, dice uno alto ejecutivo petrolero con décadas de experiencia.

 

“Cada pozo es diferente, es prueba y error. Soy muy optimista, pero los plazos hay que manejarlos con cuidado.”

 

El Presidente en Vaca Muerta. “No vamos a parar hasta exportar u$s 30.000 millones en gas y petróleo“, dijo Mauricio Macri, durante su última visita a la formación, cuando visitó operaciones de YPF y Tecpetrol.

 

Campana de largada Al ritmo de los pozos de rama horizontal y la suba del crudo, Loma Campana sigue batiendo sus propios récords: ya orilla los 45 mil barriles diarios de producción.

 

 

 

 

 

 

 

Del otro lado del teléfono, el vicepresidente Ejecutivo de Upstream de YPF, Pablo Bizzotto, le pone una imagen al crecimiento de la producción de petróleo no convencional en Loma Campana: “Hay días en que transportamos en camiones porque no alcanza la capacidad de los ductos”, dice este ingeniero rionegrino, una de las claves que explican los actuales resultados en el área emblemática donde la empresa argentina es socia de Chevron.

 

Allí, según el último registro oficializado a los inversores, YPF produce unos 42 mil barriles de petróleo diarios, cerca de 10.000 barriles adicionales respecto de los que producía en agosto del 2017. Es una cifra que coloca al yacimiento sobre la formación Vaca Muerta como el segundo productor del país, detrás de Cerro Dragón, en Chubut.

 

Hay un contexto internacional signado por el precio del crudo en torno a los 80 dólares que actúa como un aliciente para la mayor producción de petróleo. Pero en buena medida el secreto pasa por el conocimiento de la formación. Es el ensayo y error y la nueva joya de las áreas sobre Vaca Muerta: las kilométricas ramas laterales de los pozos que optimizaron los costos de perforación, con logros inusitados que colocan a Loma Campana camino a obtener resultados de los más competitivos del mundo, asimilables a los la formación Permian, en Estados Unidos.

 

“Logramos bajar mucho los costos. El primer pozo de rama horizontal que hicimos en Loma Campana fue el Soil 4H. Nos costó 27 millones de dólares y fue en 2014”, explica Bizzotto el debut de los pozos de rama horizontal.

 

Parte del secreto de este tipo de operaciones es el ahorro: se realiza un pozo que llega a Vaca Muerta y de allí se “tiran” los caños de forma horizontal, por miles de metros, realizando las fracturas en su extensión, a partir de una sola perforación. “Ya el siguiente pozo, uno cercano, el Soil 72, logramos bajar el costo a 17 millones de dólares. Es decir, hubo una diferencia de 10 millones de dólares entre el primero y el segundo”, explica Bizzotto, que la semana pasada fue uno de los representantes de la empresa en la Oil & Gas 2018 que se desarrolló en el Espacio Duam de esta ciudad.

 

“Cuando los directivos de Chevron hablaban de llevar ese costo a los 11 millones, a mí me parecía casi imposible. Pero finalmente logramos hacer pozos de esas características a siete millones de dólares”, afirma. Pero la variable que da una muestra mayor de la competitividad de un área como Loma Campana es algo así como un estándar internacional: el costo de desarrollo, esto es, qué porción del barril de petróleo que se terminará de extraer insumirá la perforación de un pozo petrolero.

 

Al principio, el costo de desarrollo era de 32 dólares por barril. “Formalmente el último dato informado a los inversores es de 12 dólares por barril. Creemos que antes de fin de año podríamos llegar a los diez dólares por barril de costo operativo”, informó Bizzotto en diálogo con +e.

 

¿Es una quimera llegar a los ocho dólares que colocarían a Loma Campana en el umbral de las áreas de recursos no convencionales más competitivas del mundo? Lo cierto es que no parece serlo. “Estamos iniciando algunos cambios en base al diseño de pozos y a la tecnología que usamos. El año que viene vamos a empezar a ver los resultados”, expresó.

 

“La idea es ir alargando los pozos para bajar los costos de desarrollo; si todas las fracturas te aportan lo mismo, el crecimiento lateral es marginal. Hasta ahora, siempre que agregamos más fracturas y longitud lateral, nos ha ido bien”, explicó Bizzotto, quien cree que el año próximo hay un muy buen escenario para el petróleo en la cuenca neuquina “si se mantienen las mismas variables en el tipo de cambio y las regulaciones internas” .

 

Al mismo tiempo, este crecimiento de la producción de YPF en el área emblemática de los no convencionales neuquinos implica la necesidad de más infraestructura para procesar crudo: en noviembre la empresa estaría finalizando una planta de tratamiento y ya prevé la posibilidad de una nueva planta en La Amarga Chica.

 

En paralelo, la empresa construye un oleoducto que sale desde Loma Campana y se extiende hasta el lago Pellegrini, junto con Tecpetrol, la firma petrolera del grupo Techint, una obra que podría estar culminada para fines de este año.

 

“Para nosotros es un orgullo que grandes empresas como Chevron destaquen nuestro trabajo y asimilen procesos que nosotros hemos desarrollado en nuestra experiencia en la cuenca neuquina”, dice el vice ejecutivo de Upstream, quien destaca el plan agresivo que se aproxima en “un año (2019) en el que el petróleo, si se mantienen las condiciones, no tendrá barreras”.