Es el bloque gasífero que traccionará la mayor inversión en Vaca Muerta. Los objetivos para el 2021 y los planes de exportación.

La mole de 50 metros y 1.200 toneladas acaba de perforar el primer pozo del Plan Gas y se prepara para iniciar una caminata de dos horas que la llevará hacia su segundo destino apenas unos 10 metros más adelante.

A pesar de la pequeña distancia, este proceso solía demorar más de una semana al tener que desarmar por completo este monstruoso equipo. Ahora, la torre permanece encima de la plataforma y, a través de la tecnología walking rigs, utiliza un sistema de 4 patas con pistones hidráulicos para moverse y estar lista para seguir perforando en el mismo día.

El método refleja la obsesión de la industria por bajar los costos y la importancia que YPF le dará a Rincón del Mangrullo: su gran apuesta gasífera para 2021. Estamos en el Pad 5 de este bloque que no registraba perforaciones desde febrero del 2019. La presencia de EOL no pasa desapercibida. Es la primera visita de un medio periodístico a Vaca Muerta desde el surgimiento de la pandemia y los trabajadores la toman como un termómetro del regreso a la actividad. Se percibe el entusiasmo y todos se prestan a explicar las tareas que están realizando.

“Ya terminamos el pozo 18 y el segundo tramo del 16. Ahora vamos a perforar el segundo tramo del 17 hasta los 1.950 metros. El objetivo es aterrizar en 2.700 metros verticales para después hacer otros 2.500 metros de rama lateral. La idea es que los tres pozos de este Pad no superen los 84 días, pero nosotros apuntamos a 75”, nos cuenta el Company Representative, cargo que históricamente se denominó Company Man y que ahora se modificó en miras a una mayor perspectiva de género.

“Luego de la perforación viene la terminación que depende la cantidad de etapas y finalmente entramos con un coiled tubing donde se hace una limpieza de pozo y queda listo para entrar en producción. Para marzo o abril queremos tener enganchados unos nueve pozos de Rincón del Mangrullo, entre los que se encuentran estos tres que visitaron”, agrega en el mismo sentido Juan Manuel Ardito, Gerente de Región Oeste, el área con todos los yacimientos de gas de YPF en Vaca Muerta.

El potencial de Rincón y la experiencia de Iuliano

Además de los nueve pozos mencionados, la petrolera de bandera proyecta perforar otros diez pozos en Rincón del Mangrullo en 2021, con los que espera producir unos cinco millones de metros cúbicos por día en todo el bloque. Se trata del 25% de la producción a la que se comprometió la empresa en el Plan Gas y la mitad del gas correspondiente a Vaca Muerta

“Es lo que más se destaca del Plan Gas en YPF. Estamos perforando con tres equipos en Rincón del Mangrullo, un equipo en Aguada de la Arena y un equipo en La Ribera. Esto nos va a permitir duplicar la producción de acá al próximo invierno”, se ilusiona Ardito.

La elección de los bloques no fue casual. En un año de pandemia y con las restricciones de financiamiento que tiene toda compañía argentina, cada dólar que se invierte trae aparejado un estudio exhaustivo. No es momento de apuestas fortuitas.

En este caso, hablamos de un territorio más que conocido, que tiene bien marcada su delimitación, que ya registró actividad y se ha comprobado una gran productividad. “Son los más competitivos en términos de break evens, están en el podio de la industria”, asegura Ardito.

A su vez, tienen la ventaja de tener instalaciones cercanas con capacidad disponible que permiten engancharlos rápidamente sin necesidad de nuevas inversiones en infraestructura. Pero quizás el principal atractivo de Rincón del Mangrullo pase por su cercanía a Fortín de Piedra, el yacimiento estrella de Tecpetrol que logró un plateau de producción superior a los 17 millones de m3/d y donde Pablo Iuliano –actual Vicepresidente de Upstream No Convencional de YPF– se desempeñó entre 2017 y 2019. “Hay muchas similitudes a nivel subsuelo con Fortín de Piedra y por supuesto que la experiencia que hizo Pablo agrega valor, no hay dudas”, reconocen.

Próximo objetivo: la exportación

Si bien se apunta a que el 2021 sea el año de la recomposición después de la histórica caída que tuvieron todas las petroleras del mundo, en YPF ya empiezan a planificar a mediano plazo con eje en los mercados internacionales.

Por el lado del gas, además de recuperar el market share perdido en los últimos años por el perjuicio de la Resolución 46, se buscará volcar excedentes hacia los países vecinos. “Si queremos ir a Chile con los break evens actuales, los proyectos ya tienen sentido. En una visión de mediano a largo, hay que perseguir un break even de un dólar el millón de BTU para el LNG porque hay mucha competencia y hoy estamos lejos”, explican.

En la ventana de petróleo, por su parte, el panorama es más auspicioso lógicamente por la mayor facilidad de evacuación. “La pandemia nos permitió afirmar aún más que nuestro petróleo es exportable, si ponemos un barril barato en el mundo, alguien lo va a venir a buscar. En ese caso, si bien es un desafío, YPF se ve como exportador de petróleo en un mediano plazo. Queremos quintuplicar la producción de petróleo de Vaca Muerta. Para eso la exportación tiene que jugar un rol clave y tenemos que conseguir break evens de 30 dólares”, proyectan.

En ese camino, es fundamental una baja de costos sostenida que ya comenzó a realizarse y que se percibe como leitmotiv en cada conversación con un representante de la empresa, desde los trabajadores de campo que tienen absolutamente presente el valor de cada hora por equipo, hasta la línea gerencial que no se cansa de repetir la misma frase casi como un credo dominical: “nuestros proyectos tienen que ser resilientes a escenarios de precios bajos”.

¿Cómo bajar los costos?

Hay tres grandes ejes que YPF distingue como los de mayor potencial en términos de eficiencia. En primer lugar, el convenio laboral con el que se logró poner la palabra “productividad” arriba de la mesa. En segundo término, la renegociación del 65% de los contratos de la compañía con toda la cadena de proveedores.

Y finalmente, una técnica de producción que continuamente vaya adoptando los saltos tecnológicos de la industria a escala global. Hace ya varios años hubo un cambio bisagra: la migración de pozos verticales a horizontales. Pero ahora, esas ramas laterales son cada vez más largas y están acompañadas por un sistema de geonavegación que permite que se perforen en el punto exacto. “Antes eran de 1.000 metros, ahora son de 2.500 en promedio con un récord de 3.800 metros y además tienen otro tipo de terminación que hace que tengan más producción asociada”, nos cuentan.

Esta mayor longitud trae aparejado más etapas de fractura y, en consecuencia, más producción por cada pozo. Pero a su vez, las etapas se realizan a una mayor velocidad. “En 2019 promediamos 4,7 etapas por día en cada set de fractura. El 2020 lo arrancamos con 6 etapas por día y en octubre, tras nueve meses de parate, retomamos con 8 etapas por día”, grafican.

Todo eso hace que, con igual nivel de inversión, la actividad sea mucho mayor. Según los cálculos de la empresa, para 2021 se aspira a tener una inversión gross similar o apenas por debajo a la del 2019 en Vaca Muerta, pero con un 20% más de perforación a igual Capex.

Fuente: Energía Online.