La petrolera YPF lanzará a lo largo de este año diez nuevos planes pilotos de exploración no convencional en áreas del yacimiento neuquino de Vaca Muerta, de acuerdo a las perspectivas de desarrollo comunicada por la empresa a analistas e inversores.
Se trata de las áreas de Salinas del Huitirn, Bajo del Toro, Cerro Arena, Aguada de la Arena, Bandurria Sur, Bajada de Añelo, La Ribera I, Rincón del Mangrullo en las cuales YPF tiene previsto el desarrollo de una decena de pozos testigos.
La novedad fue comunicada durante una charla abierta por webcast con analistas e inversores que fue encabezada por el CEO-Gerente Ejecutivo de la petrolera, Ricardo Darré, y el CFO-Gerente Financiero, Daniel González.
Por el momento, los proyectos avanzarán con la sola participación de la petrolera argentina, sin la conformación de un joint venture como los acordados con Chevron, Petronas, Dow o Shell, una situación que no impedirá la incorporación de futuros socios interesados.
En ese diálogo, en el que se analizaron los resultados de la compañía durante 2016 comunicados el jueves pasado a la Bolsa, se ratificó que en el marco de las operaciones de shale oil y gas la empresa viene registrando una significativa reducción en los costos de perforación de pozos.
De esta manera, el desempeño de YPF en Vaca Muerta le permitió alcanzar en 2016 la puesta en marca de cada nuevo pozo horizontal a un costo de 8 millones de dólares por pozo horizontal, aunque para 2017 se prevé una reducción de costos que podría alcanzar el 10 por ciento.
Es decir, que la compañía argentina estaría en condiciones este año de equiparar los mejores desempeños que la industria viene registrando en el aprovechamiento de recursos no convencionales, en particular los ya desarrollados yacimientos de los Estados Unidos.
Esta reducción de costos permitirá, en consecuencia, una mejora en la productividad, y una mayor inversión en infraestructura, marco en el cual se anunciaron los 10 nuevos pilotos a desarrollar por YPF en el yacimiento neuquino.
En ese sentido, Darré planteó a sus interlocutores que «Vaca Muerta sigue siendo ampliamente atractiva» para la compañía y para futuros inversores interesados en el desarrollo del recurso.
Y agregó que el joint venture firmado en febrero con Shell para un desarrollo conjunto en el área de Bajada de Añelo con una inversión inicial de 300 millones de dólares, «es el primero de muchos otros que vendrán». «Estamos en conversaciones con diferentes empresas del sector, grandes y pequeñas y esperamos estar cerrando otro acuerdo pronto», anticipó el CEO de la petrolera.
Ante el interés de los participantes de la webcast, González aseguró que en la petrolera «no hay ningún proceso de desinversión en marcha, solo una revisión estratégica de activos» que le permita concentrar los esfuerzos de la compañía en la gestión de sus negocios principales.
Las consultas surgieron a partir de la posible venta de la participación accionaria de YPF en las empresas Metrogas y Profertil, junto a otros activos no estratégicos, que de acuerdo a estimaciones del mercado podrían reportarle a la petrolera unos 1.000 millones de dólares.
Los directivos de la petrolera también destacaron la productividad alcanzada de los pozos que opera YPF en Loma Campana, los cuales aseguraron -y así lo convalida la industria- están en línea con los plays más importantes del mundo o incluso mejor.
Lo expresado por Darré y González surgió en línea con las declaraciones del presidente de YPF, Miguel Gutiérrez, quien reveló la semana pasada que los costos de perforación horizontal en los yacimientos de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta se redujeron a la mitad, al caer de cerca de u$s 17 millones por pozo a unos u$s 8 millones, con lo que se alcanzan niveles de explotación rentable.
Al hablar en la conferencia CeraWeek, reunión anual de líderes de la industria energética en Estados Unidos, Gutiérrez ya había adelantado que como resultado de la baja de costos, la empresa alcanzó su «break even», es decir el punto de equilibrio por encima del cual se obtienen ganancias) en un nivel por debajo de los u$s 40 por barril.
Así, el plan de mejoras de productividad y reducción de costos que la petrolera estatal implementó en los últimos 30 meses, que le permiten medirse hoy con varios proyectos que se desarrollan en Estados Unidos.
Fuente: Télam