Con un sistema de monitoreo en tiempo real, YPF apunta a bajar 200.000 dólares de costo por cada día menos de demora, por pozo en perforación. Neuquén concentrará el año próximo más de 9.000 millones de dólares de inversión, mientras que en Chubut aspira a superar los 1.000 millones.

La presentación del ‘Real Time Intelligence Center’ que realizó el jueves último el presidente de YPF, Horacio Marín, en el piso 26 de la torre de Puerto Madero refleja la ambiciosa meta de la petrolera en sus pozos de la formación neuquina: mejorar tiempos y establecer nuevos récords a superar cada 90 días, para reducir costos a partir de una mayor eficiencia.

«Esto es un cambio absoluto en la forma de trabajo, es una nueva concepción», expresó el presidente de la compañía durante la presentación, al referirse al nuevo cerebro dotado de control de tecnología con internet a alta velocidad, Starlink mediante, con pilotos de inteligencia artificial para seguir perfeccionando un proceso cada vez más productivo e intenso.

Así, desde ahora se controlan las perforaciones y fracturas, en tiempo real y en base datos que tardan entre 5 y 7 segundos en transmitirse desde lo que ocurre en el fondo de un pozo y la recepción en Buenos Aires, para su análisis y toma de decisiones inmediatas, para corregir lo que haga falta.

No se trata de un simple monitoreo a distancia, sino de una supervisión a cada momento, 24-7, por parte de ingenieros en reservorios y geólogos que trabajan desde el Centro de Control, comunicados en forma permanente con quienes están en el campo, para mejorar la toma de decisiones sobre el proceso de perforación y fractura.

Dotado de 90 cámaras y otras aplicaciones tecnológicas especialmente desarrolladas, el nuevo centro de control inteligente, funciona en tiempo real, mediante una tarea que se desarrolla las 24 horas, en turno de 12 y con 7 días de trabajo por 7 de descanso con el equipo técnico en Puerto Madero.

Con este desarrollo, que no tiene nada que envidiar a los que se manejan en los países más desarrollados, lograron reducirse los tiempos de perforación a la mitad en la formación Permean, centro neurálgico de la explosión del shale oil en Estados Unidos. Vaca Muerta persigue el mismo objetivo.

«Al pasar la información a Buenos Aires en tiempo real, las decisiones se pueden tomar en el momento, cuando antes debíamos ir a los pozos, sin comunicación, para obtener la información y luego tomar las decisiones», graficó el ejecutivo.

La reducción de tiempos significa menor costo en la perforación y, por consiguiente, mayor rentabilidad. El propio Horacio Marín habló de valores, semanas atrás, en una reunión con empleados, que permiten situar el costo de extracción por barril de petróleo entre 4 y 6 dólares, frente a los 25 dólares que, dijo, cuestan en las áreas maduras como San Jorge. Bajar aún más aquel registro significa mayor margen de ganancia.

Fiel a sus metáforas deportivas, esta vez Marín apeló a la fórmula 1 para tratar de dar un ejemplo de lo que se busca con el nuevo sistema de control inteligente, dedicado exclusivamente a los nuevos pozos y fracturas en Vaca Muerta.

En ese marco, comparó a los tiempos de perforación de los pozos con los tres mejores grupos de clasificación de la F1 (en las series denominadas Q3, Q2 y Q1), en la que propuso como ejemplos a Max Verstappen, Lewis Hamilton y, con mucho optimismo, al argentino Franco Colapinto para lograr los mejores tiempos en cada serie.

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«El tiempo de los mejores 40 pozos, medidos durante 3 meses, va a ser el nuevo estándar a superar, cada 90 días. Es como si hiciéramos el promedio de los 3 mejores tiempos en cada clasificación en la fórmula 1, para establecer una nueva meta», dijo el ejecutivo, planteando el nivel de exigencia que se aplicará para seguir reduciendo tiempos que hoy ya marcan una diferencia importante.

Al margen, alguien observó que, «moviendo el arco cada 3 meses», llegaría el momento en que no habría más tiempos para reducir, transformándose en una acción instantánea, algo obviamente imposible.

Más allá de la broma, la meta marca el nivel de exigencia que hay en la compañía para corregir desviaciones por ineficiencias, que van desde el tiempo de demora en roscar una varilla de bombeo hasta la velocidad de perforación, pasando por imprevistos inevitables en las maniobras que demandan pozos con recorridos horizontales de más de 7.000 metros.

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La reducción de tiempos de perforación y fractura por cada nuevo pozo se viene reduciendo, a partir de una curva de aprendizaje aplicada desde hace 10 años, al ritmo de entre 8 y 9% anual, según explicaron los técnicos presentes durante el recorrido por la sala de control.

En 5 años, logró elevarse de 5 a 10 las etapas de fractura por día, para estimular los pozos mediante el ‘fracking’ y extraer la creciente curva de producción de gas y petróleo.

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La tecnología incorporada permite obtener 35 millones de datos por pozo, que son transmitidos en cuestión de segundos para el análisis por parte de los 24 profesionales que trabajan por turno el ‘Real Time Intelligence Center’, que ingresan los días miércoles y se retiran los martes, para descansar 7 días, antes de retomar nuevamente su turno.

“El concepto es el de factoría -explicó uno de los ingenieros que trabaja en la estación de fractura-. Esto significa que todos los recursos y maniobras están parametrizadas, para generar estándares de procedimientos más eficientes, a partir de la tecnología, para intervenir en caso de ser necesario, impartiendo órdenes al ingeniero que está en el campo o, directamente, al trabajador ‘boca de pozo’”.

Al mismo tiempo, el equipo de estimulación toma datos de las fracturas previas, siempre con el objetivo de seguir mejorando los tiempos.

La meta de bajar tiempos se mide en forma concreta. Los técnicos explicaron por cada día que se reduce la perforación, se ahorran 200.000 dólares de costo. Actualmente, la maniobra tarda un promedio de 19 días (años atrás era de 25), mientras que el sistema, puesto en marcha hace dos semanas, ya permitió la reducción de 25 horas en uno de los pozos que se estaban monitoreando.

El objetivo es alcanzar un promedio incluso más bajo: en julio de este año, el récord fue de 16 días, para perforar un pozo de más de 5.500 metros. En noviembre último alcanzó el pozo de mayor recorrido horizontal, con 8.200 metros, en 27 días. YPF realiza entre 16 y 20 pozos por mes.

INVERSIONES 2025 Y EL NUEVO ESCENARIO DE SAN JORGE DE LA MANO DE PECOM Y NCY

El gobierno de Neuquén anunció recientemente que las inversiones petroleras que se esperan en la provincia para el año próximo superan los 9.000 millones de dólares, consolidando las expectativas para el sector energético y sus proyecciones de exportar alrededor de 30.000 millones de dólares desde el año 2030.

En el nuevo tablero energético del país, la cuenca San Jorge, que ha quedado en un segundo escalón en importancia, concentrará 1.000 millones de dólares por el lado de Chubut, mientras que en Santa Cruz aún se desconoce en qué forma se concretará la salida de YPF.

De esto dependerá si un nuevo operador reemplaza las inversiones de la petrolera, que en 2024 destinó menos de 100 millones a la vecina provincia, o si el proceso se demora en una reversión hacia el Estado provincial. El retiro de la petrolera de bandera, tal como reflejó esta columna semanas atrás a partir de los dichos del presidente de la compañía, es irreversible.

En Chubut, esa salida ya se cristalizó en la asunción operativa de PECOM sobre las áreas Trébol-Escalante, aunque todavía está pendiente lo vinculado a Central-Perdido. En el primer bloque, ya se observan los primeros pasos de la nueva operadora operadora, que contrató a NCY (Nacimos Con YPF), para que se haga cargo de la gestión de servicios esenciales:

“Nosotros vamos a hacer operación, mantenimiento y pulling, pero no hacemos servicio de torre. PECOM se dedicará a la producción, principalmente a través de la terciaria y nosotros vamos a gestionar esos servicios, por cuenta propia o subcontratando también a otras empresas”, dijo a esta columna Pablo Pires, socio del emprendimiento de empresas regionales, conformado por SGA, Vientos del Sur y COPESA.

El mismo empresario respondió a otro temor que se comenta en la región, respecto de que esta empresa asumirá la totalidad de los servicios, desplazando a otras prestatarias: “Hay tareas que nosotros no podemos hacer y estamos habilitados a subcontratar a otras empresas -aclaró-. Lo que no podamos hacer, será requerido a otras firmas, no sé por qué se instaló ese fantasma”, apuntó.

Al referirse a los desafíos que presenta la nueva operación, Pires afirmó que lo principal es establecer la curva de costos y buscar la optimización, a una escala diferente pero con el mismo sentido con el que hoy se hace en Vaca Muerta.

“Tal vez los costos de San Jorge y los de Neuquén son similares, pero la diferencia está en la gran productividad de los pozos de aquella zona y los nuestros. Esto es un límite planteado por la geología, pero nosotros tenemos que reducir el ‘opex’ (costo de operación) incrementando la producción, mejorando la eficiencia en cada proceso. Es el objetivo que nos planteó el operador y tendremos que mostrar resultados en el corto plazo”.

Convencido de que el petróleo de la región seguirá teniendo una demanda importante, por sus características para la mezcla en la elaboración de combustibles y también para el mercado de exportación, Pires indicó también que aceptaron ese desafío sobre la base de un modelo de negocio en el que, en el mediano plazo, la rentabilidad de la contratista se sustentará en cada barril de crudo obtenido, por lo que necesariamente se debe incrementar la producción.

TECPETROL AUMENTA SU PRESENCIA EN VACA MUERTA Y SE DESENTIENDE DE CHUBUT

En el lado sur de la cuenca San Jorge se esperan precisiones con la salida de Tecpetrol, que este año invertirá 2.000 millones de dólares en Vaca Muerta, según lo anunciado días atrás por uno de sus principales directivos.

“Con esto pensamos llegar a una producción inicial de 35.000 barriles, para después pasar a 70.000 barriles”, detalló el CEO de la petrolera del grupo Techint, Ricardo Markous, días atrás, sobre los proyectos que le sumarán petróleo, además del abundante volumen de gas que ya venía extrayendo en Fortín de Piedra.

El monto contrasta claramente con los 16 millones que había destinado, en 2024, a las áreas de Chubut, en una tendencia iniciada y mantenida desde el año 2016 en adelante.

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Fuente: ADN Sur