AOG 2023: YPF aumentará un 30% su producción de petróleo no convencional
YPF tiene previsto cerrar el año con un 30% más de producción de petróleo y un 15% más de gas no convencional que en 2022. Vaca Muerta "está dando un salto de escala", resaltó el VP de Upstream No Convencional, Juan Manuel Ardito.
Ardito adelantó cómo viene la hija de ruta de YPF para el último trimestre del año. Foto: Enrique Medina.
La petrolera de mayoría estatal YPF tiene previsto cerrar el año con un 30% más de petróleo y un 15% más de gas que en 2022. Según adelantó el Vicepresidente de Upstream No Convencional de la firma, Juan Manuel Ardito, proyectan 150 pozos operados en Vaca Muerta para fin de año. La formación «es una realidad. Ya estamos pensando en un plan exportador. Está dando un salto de escala», marcó.
El ejecutivo dialogó con Energía On en el ciclo de entrevistas en vivo de Diario RÍO NEGRO desde la Expo Argentina Oil&Gas 2023. «Allá por 2013 comenzó todo el recorrido de la mano de Loma Campana que fue un poco la piedra fundamental de lo que hemos construido como industria hasta el día de hoy. Vaca Muerta es una realidad ya estamos hablando de un proyecto exportador», destacó.
En 2023 la empresa lleva una inversión de 2.300 millones de dólares en el no convencional «con una actividad con tres equipos de perforación y tres equipos de fractura. Tenemos planificado crecer un 30% en producción de crudo respecto al año pasado y un 15% en producción de gas» a partir del desarrollo de la infraestructura, lo que permite seguir escalando.
En particular, la producción de gas de la empresa «está planificada y alineada con la licitación del Plan Gas. Parte de la flota está abocada a satisfacer la demanda creciente de gas«. Para apuntar al aumento, son grandes noticias «la inauguración del gasoducto (Presidente Néstor Kirchner) que sucedió hace algunos meses y la reversión del Gasoducto Norte«.
Respecto al petróleo, «la reactivación de Otasa (Oleoducto Trasandino) fue un hito maravilloso. Hubo un gran esfuerzo y un protagonismo clave de YPF en la reactivación de ese oleoducto en mayo. Después de 17 años comenzamos a exportar de manera ininterrumpida«. Se le suma el proyecto de la compañía Vaca Muerta Sur, que busca establecer un oleoducto y terminal de exportación de petróleo en Río Negro.
En la actualidad, YPF está exportando aproximadamente un 10% de la producción total de petróleo. «Neuquén viene produciendo 320.000, 330.000 barriles de petróleo. El 90% es de Vaca Muerta y también está exportando volúmenes por encima del 20%. Hubo un gran esfuerzo el midstream de YPF para lograr esa sinergia con ENAP (Chile) del otro lado de la frontera y poner crudo de YPF en su refinería», destacó.
Según el ejecutivo, «estamos exportando los volúmenes que estaban contractualizados, cumpliendo con esa demanda. Creemos que va a aumentar el volumen a exportar. Para esto es clave la puesta en marcha del Vaca Muerta Norte. Va a permitir maximizar la capacidad del oleoducto que va a Chile y probablemente llenar la capacidad del oleoducto de cara al 2024″.
Este oleoducto que conecta una zona clave de los desarrollos de shale y la cabecera del Otasa, en Puesto Henández. «Es una obra que permite maximizar las operaciones y nos permite seguir escalando en los proyectos. Tenemos que aprovechar la escalabilidad para trabajar en eficiencia, mejorar nuestros costos», explicó.
Con este objetivo, «en julio alcanzamos una velocidad promedio de perforación, desde que se empieza a perforar hasta que se entrega, de 300 metros por día. Nos permite hacer pozos de 3.000 metros de rama horizontal en 16 días de manera consistente. Hace un tiempo era un numero que parecía difícil de alcanzar. En fractura ya es normal poder ejecutar 200 fracturas por set por mes«, detalló.
En un contexto macroeconómico complejo, la firma mantuvo un costo de desarrollo de su core hub (las áreas Loma Campana, Bandurria Sur y La Amarga Chica) por debajo de los diez dólares y un costo de extracción por debajo de los 4,5 dólares. «Si los comparas con otros proyectos por fuera de Argentina rankean muy bien. En algunos estamos en el cuartil superior. Tenemos margen para seguir superando«.
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La firma ha tenido un crecimiento de producción «sumamente alentador». En su plan estratégico establece que busca duplicar su tamaño. Esto implica «que el no convencional crezca por varias veces, todavía no hemos alcanzado el plateau de producción en nuestros bloques de core hub. Tenemos margen para hacerlo».
Tal es el caso de Loma Campana, «que hoy está produciendo 75.000 barriles día. Todavía lo podemos incrementar en un tercio. El resto de los bloques todavía tienen más margen de crecimiento así que tenemos unos cuantos años para escalar y llegar a los plateau. Es una ventana de oportunidad que no es infinita por eso queremos escalar rápido las operaciones y hacerlo de manera eficiente«, resaltó.
Con el detalle que brindó el ejecutivo, se estima que Loma Campana podría llegar a producir 100.000 barriles por día. «Proyectos como este nos van a permitir seguir duplicando. El 2022 contra 2021 no convencional creció un 40%. Este año planificamos crecer un 30% y vamos alineados a ese objetivo. No vemos riesgo«, aseguró.
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A fin de año tienen proyectado alcanzar los 150 pozos operados en el no convencional conectados, «de los cuales 120 son de petróleo y 30 de gas. El último trimestre del año esperamos crecer ya con el sistema descongestionado de evacuación y apuntamos a seguir persiguiendo esta curva ascendente de producción».
La actividad se concentra en el core hub de la empresa pero «también estamos operando en Aguada del Chañar, donde terminamos de fracturar cuatro pozos que vamos a estar conectando en octubre. Ya tenemos en servicio seis pozos que van a estar mostrando productividad. Estamos muy contentos con los resultados», indicó.
A la vez, «también conectamos cuatro pozos en Loma Amarilla que estamos empezando a ensayar. Estamos acompañando el desarrollo del core hub con delineación y puesta en valor de bloques al norte y al sur que van a ser necesarios para todo lo que proyectamos hacer«, subrayó.
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