Según Jesús Grande, VP ejecutivo de Upstream de la empresa
La petrolera quiere optimizar la producción de los yacimientos maduros para frenar la declinación de la oferta de hidrocarburos en el corto plazo. Aspira, en una segunda etapa, a hallar la tecnología adecuada para explotar Vaca Muerta de manera rentable. Y está reactivando la exploración en el mar.
La unidad Exploración y Desarrollo (E&P) dentro del organigrama de YPF tiene como objetivo identificar oportunidades con integración de escalas, establecer una metodología de aplicación predictiva y la aplicación de tecnología de punta. En los hechos, el objetivo de Miguel Galuccio, CEO de la petrolera reestatizada, es apuntalar la estrategia de crecimiento del upstream de hidrocarburos, que contempla varias tareas complementarias.
Jesús Grande, vicepresidente ejecutivo de Upstream de YPF, explicó en detalle el alcance de la iniciativa durante su presentación en el seminario organizado por la SPE (Asociación de Ingenieros en Petróleo) a mediados de junio.
Lejos de concentrarse exclusivamente en el potencial de Vaca Muerta –la formación de roca generadora de la cuenca Neuquina que está siendo desarrollada con tecnología no convencional–, el ejecutivo le dedicó la misma o mayor atención a otros segmentos, como el rejuvenecimiento de campos maduros, el desarrollo de tight gas (de arenas compactas) y la exploración avanzada de cuencas productivas.
De sus palabras en el hotel Sheraton Libertador se desprende que, en un orden cronológico, YPF apuntará, primero, a frenar la declinación de la producción por medio de la optimización de la explotación de yacimientos “viejos” y también pondrá el foco en las tight sands. Luego, en una segunda etapa, aspira a encontrar los procesos para garantizar la rentabilidad de la extracción no convencional de hidrocarburos shale. Y por último, a largo plazo, la meta es poner en explotación los recursos en el off shore.
El 44% de los yacimientos activos llevan más de 35 años en producción. Son maduros en la jerga petrolera. Pero el 30% tiene una antigüedad de entre 20 y 35 años. Y el 26%, menos de dos décadas en operación. “No son reservorios maduros. Simplemente son viejos”, aclaró el ejecutivo. Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía presenció su exposición.
Tight gas
El factor de recobro en los campos de petróleo en la Argentina no supera el 20% de la cantidad de hidrocarburos entrampados en el subsuelo. “Nuestra meta es incrementar ese guarismo por encima de 35 años”, propuso Grande.
El ejecutivo aportó datos de un proyecto de recuperación terciaria (EOR, por sus siglas en inglés). “Tenemos un proyecto de mejora de recobro en Desfiladero Bayo. El modelo predictivo de subsuelo permite priorizar una oportunidad de EOR en el área Rayoso, por encima de la optimización de secundaria en las formaciones Agrio y Troncoso”, explicó.
A diferencia de lo que muchos creen, la mayor opción para aumentar la producción de gas –el principal combustible de la matriz energética– no es el desarrollo de Vaca Muerta. Al menos en el corto plazo, la alternativa más viable es la explotación de tight gas de baja permeabilidad. Ese tipo de campos ya aporta un 28% del gas que extrae YPF, y de acuerdo con las slides presentadas por Grande, podrían convertirse en la principal fuente de gas para 2020.
“En 2011, el tight gas apenas representaba el 1% de la producción de gas de YPF”, indicó el VP de la empresa controlada por el Estado.
Grande también dedicó unos minutos para adentrarse en las nuevas oportunidades productivas que se abren a partir de la reexploración de algunas áreas en Santa Cruz. La empresa está desarrollando objetivos profundos en esa región. En Las Mesetas están analizando un prospecto de perforación a más de 3.000 metros en las formaciones Sección Tobacea, Castillo y D-129. En Los Perales manejan un prospecto a más de 4.500 metros en las formaciones Castillo Inferior, en el área de 35 km².
No convencional
Con relación al potencial de los yacimientos no convencionales, Grande trazó por primera vez cuáles son las metas de producción de la petrolera reestatizada para Vaca Muerta.
El directivo, uno de los colaboradores más cercanos a Galuccio en la compañía, indicó que el objetivo es triplicar la producción no convencional de acá a 2020. YPF produce hoy 45.000 barriles equivalentes de petróleo diarios (boe/d) desde Vaca Muerta. Las áreas activas son Loma Campana, El Orejano, Bandurria y La Amarga Chica. La meta es ambiciosa: apunta a extraer 120.000 boe/d en apenas cinco años.
Destacó, además, la mejora de la productividad de los pozos horizontales colocados por YPF en Loma Campana, el área que explota junto con Chevron en Neuquén. La compañía empezó a desarrollar el campo en 2012 por medio de perforaciones verticales. Pero este año comenzó a priorizar los pozos horizontales. “De los 380 pozos que tenemos en Vaca Muerta, sólo 20 son horizontales. Las últimas perforaciones horizontales dieron resultados muy alentadores. El pozo 178h, por ejemplo, tuvo picos de más de 1.000 barriles diarios de crudo”, señaló.
Viabilidad
Aun así, el vicepresidente de YPF advirtió que la operación en los yacimientos no convencionales debe mejorar en varios aspectos para garantizar su viabilidad. “Debemos optimizar la eficiencia operativa para bajar los costos de perforación y completación. Hoy, cada pozo horizontal con 15 etapas de fractura nos cuesta entre u$s 13 y 15 millones. En Estados Unidos, un pozo de estas características vale u$s 7 millones, y lo quieren bajar a u$s 5 millones. La diferencia es todavía abismal”, admitió.
Grande también aseguró que YPF avanzará en la exploración del off shore argentino, un play prácticamente desatendido en los últimos 15 años. “El mar es la próxima frontera a la que hay que tratar de aspirar. Contamos con muy poca información sobre el off shore, por lo que hemos empezado a analizar prospectos. De una superficie total de 1,2 millones de km² de extensión, detectamos áreas prospectables por 400.000 km². Estimamos recursos en el mar por 30.000 millones de barriles equivalentes de petróleo. Es decir, volúmenes de una magnitud similar a la que encontramos en el No Convencional en la Argentina, pero con un riesgo bastante más elevado por la falta de información absoluta”, reconoció el ejecutivo de YPF. ℗


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