Las proyecciones al 2029 permiten mejoras de hasta el 60% en referencias clave como velocidad de desarrollo de pozos, perforación y etapas de fractura.

YPF acaba de trazar un sendero de inversiones y producción ambicioso, que se extenderá por una década, pretendiendo que la compañía sea una de las 10 mejores petroleras del no convencional del mundo. Semejante desafío está apalancado en la gestión eficiente de sus operaciones en Vaca Muerta, lo que en un proceso de mejora continua de los recursos disponibles permitirá mejorar los parámetros de tiempos y costos.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró en Nueva York, donde presentó el Plan Maestro 2025-2029, que “con un barril a 45 dólares se va a poder desarrollar todo el proyecto y poner en valor Vaca Muerta. El foco en la eficiencia le permitirá a la compañía un costo de 5 dólares el barril, lo que la ubica en forma muy competitiva en el mundo”.

Esas afirmaciones tienen un correlato con una proyección de datos operativos vinculados a los desafíos de eficiencia en sus áreas no convencionales, de las cuales se toman como referencia base el Core Hub de la petrolera integrado por los bloques Loma Campana (en sociedad con Chevron), La Amarga Chica (que recientemente cambió de socio: salió Petronas, entró Vista), Bandurria Sur (con Equinor y Shell) y Aguada del Chañar, y el recientemente incorporado La Angostura Sur.

Desde el primer trimestre de 2023 las referencias que se toman se reexpresan en un nuevo criterio que toma el total de metros perforados y los días de perforación, en este caso planteados sobre un pad de 4 pozos, en los que se realizan perforaciones de una extensión media de 6.200 metros, 3.000 metros de rama horizontal y 50 etapas de fracturas.

La modelización del proceso de eficiencia, entonces, permitirá llevar el tiempo de entrega del pad de cuatro pozos de los 312 días que demandaban en 2023, a 215 que se estiman mejorarán los equipos para este año y reducirlo aún más hasta los 170 días en 2029, es decir una mejora en los resultados en los tiempos de entrada en producción de pozos del 45,5%.

El otro objetivo en desarrollo es la mejora en la eficiencia en la velocidad del drilling, para la cual se midió que en 2023 los equipos de la compañía realizaban en promedio unos 272 metros por día de perforación, un valor que se pretende elevar a 360 metros por día en hacia fines de 2025 y escalar hasta los 439 metros diarios, es decir una mejora del 61,4% para el período.

Otro valor clave para la competitividad del hidrocarburo de Vaca Muerta es la velocidad de fractura, la técnica que se aplica en el no convencional para estimular la roca madre. Allí, la proyección de YPF es pasar de las 202 etapas por mes realizadas en los bloques del core hub de Vaca Muerta, a 260 a finales de este año y 310 etapas al 2029, es decir una mejora del 53,4% en la performance.

En tiempos de incertidumbre por la volatilidad de los precios internacionales del crudo, en un escenario aún sin definiciones claras en materia arancelaria, niveles de actividad y producción de los países de la OPEP, el conjunto de las mejoras que se plantean hacia fines de la década deberían representar para YPF un ahorro de u$s 200 millones al año, es decir u$s 1.000 millones considerando la extensión de plan maestro.

Estas mejoras en la operación diaria se podrán llevar a cabo mediante dos herramientas largamente explicadas por el propio Marin, que son la implementación de recursos del modelo Toyota Well -adaptado de lo que la automotriz realiza para la producción de vehículos- y por la irrupción digital en las operaciones a través del Real Time Intelligence Center (RTIC) que monitorea y controla la actividad en Vaca Muerta durante las 24 horas.

A partir de estas metas en el upstream, YPF tiene como objetivo ubicarse entre las 10 empresas más importantes del mundo en no convencional, además de liderar en el sector de refinación y producción de combustibles, primera exportadora del país, y con una situación financiera sustentable producto de la mejora sensible de su Ebitda.

Al resaltar esa resiliencia de la empresa tanto por la productividad de la roca como el aprendizaje de la última década de la industria en el no convencional, se asegura que se fortalecerá la posición de los bloques no convencionales de la cuenca neuquina en mejores condiciones de competitividad que yacimientos similares de los Estados Unidos.

Un aporte adicional muy estimado es la decisión de la petrolera de desinvertir en sus campos maduros para mejorar la eficiencia del gasto, al focalizarlo en activos no convencionales de mayor rentabilidad. Este proceso contenido en el Plan Andes deberá estar terminado para el 1 de julio, para que al 2026 YPF sea considerada un “pure play no conventional”.

En ese aparte, las cifras son elocuentes de la mejora de competitividad. En la actualidad, el lifting cost por pozo para YPF es de unos u$s 16 resultado de un portfolio que comprende 50% áreas convencionales y otro 50% no convencionales. Ese resultado se reducirá con la cesión de los primeros bloques a los u$s 9 por pozo, con una presencia de campos maduros que se reduce al 30% y bajará aún más a u$s 5 cuando las operaciones sean exclusivamente shale.

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Fuente: Mejor Energía