Una variable clave para el desarrollo del shale en el país
La petrolera estatal abarató significativamente la ejecución de una perforación horizontal en Loma Campana: ahora pone u$s 15 millones en lugar de u$s 25 millones. No obstante, la rentabilidad del rubro exigirá un ahorro mayor.
YPF logró reducir en unos u$s 10 millones –de u$s 25 millones a u$s 15 millones– el costo de sus pozos horizontales de shale en Loma Campana, yacimiento situado dentro de la formación no convencional Vaca Muerta, en la cuenca Neuquina.
Así lo comunicó Pablo Bissotto, gerente de Recursos No Convencionales de la compañía. “Este ahorro fue posible gracias al know-how acumulado en Sol 4, una perforación horizontal puesta en marcha a comienzos de año. Allí conseguimos muy buenos resultados a partir de la aplicación de una metodología de producción controlada que luego replicamos en el pozo Sol 72”, explicó el directivo.
Según sus palabras, se obtuvo una productividad similar con una menor cantidad de fracturas y una mejor logística del traslado de agua y arena. “Próximamente daremos un salto de calidad en cuanto al acortamiento de los tiempos mediante la incorporación de equipos de perforación walking rigs, los cuales pueden trasladarse sin desmontarse”, añadió.
De todos modos, los números que por estos días maneja YPF siguen siendo altos, según diversos especialistas, a la hora de motorizar el desarrollo a gran escala del negocio de los hidrocarburos no convencionales en el país.
A decir del analista energético Roberto Kozulj, por caso, recién se están dando los primeros pasos en la curva de aprendizaje necesaria para tornar rentables las explotaciones. “Mientras este proceso se desarrolla, debe pensarse en disponer de la infraestructura y logística de agentes de sostén y suministro de agua. Después de todo, una sola fractura hoy implica transportar alrededor de 50 camiones cisterna al pozo donde ésta se realizará. Y cada pozo puede requerir varias fracturas en el tiempo”, explicó.
Otras opiniones
De acuerdo con Gustavo Nagel, titular de Gas & Petróleo del Neuquén (G&P Nqn), hay un largo camino por recorrer en cuanto al tema de los costos. “Será fundamental la eficientización de los procesos y el conocimiento fehaciente de cómo funcionan las formaciones. Algunas variables podrían resolverse fácilmente y en lo inmediato (por ejemplo, mover arena de un modo más económico), mientras que otras no tanto”, advirtió.
Según Laurent Parra, director de Recursos No Convencionales de Total Austral, actualmente los pozos locales de shale siguen siendo demasiado costosos en comparación con los que se efectúan en Estados Unidos. “En particular los de fracturación, que aquí son casi cuatro veces más caros”, especificó.
Para revertir esta realidad, no bastará con dotar de mayor eficiencia el proceso operacional; es decir, hacer más fracturas en menos tiempo. “También habrá que analizar en detalle la compra de propano y la logística de su suministro. Y en lugar de diseñar cada perforación artesanalmente, como un objeto único, habrá que reproducir en forma casi automática cientos o miles de pozos idénticos. De más está aclarar que aún estamos un poco lejos de ello”, reconoció. ›|‹