INACCIÓN

No hay tarifa ni subsidio que valga: Vaca Muerta sigue ídem

¿Para qué tanta audiencia pública, amagues y concreción de tarifazos del gas, tribulaciones que se pagaron con inflación, si tampoco así arranca la extracción de los hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta, objetivo central de toda esta movida? ¿Se volvió a equivocar el ministro Aranguren cuando se concentraba en el objetivo del gas en boca de pozo para reactivar la producción? Ahora resulta que las empresas reclaman rentabilidad para financiar el traslado de los equipos de perforación a los yacimientos y que los empleados regresen a sus puestos, lo cual ante un precio internacional que no ayuda mucho, las focaliza en los costos. Que, por supuesto, los suculentos convenios laborales de los petroleros explican en gran parte. La provincia de Neuquén y el poderoso gremio prefieren eludir el espinoso tema de la mano de obra poniendo por delante el precio que se le paga a sus “socias”, YPF, Total y Pan American Energy (PAE). El gobernador Omar Gutiérrez volvió a reclamar al gobierno nacional que se fije un piso de US$ 63 al barril de petróleo y que no haya techo. Y, además, que se extienda el Plan Gas que vence el año que viene hasta 2020, a US$ 7 por BTU. O sea que se asegure, bajo cualquier circunstancia externa y sin tocar las reglas laborales, ganancias para las empresas y, por regalías e impuestos, a la provincia. La alternativa hoy es quién subsidia: si el usuario con la tarifa, el contribuyente con la Tesorería, el automovilista con el combustible que carga en el surtidor, que permanece congelado luego de los consecutivos saques del inicio del año. O todos a la vez, como sucede ahora.

El otrora poderoso secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado, Guillermo “Caballo” Pereyra, regresó a Neuquén desahuciado luego de compartir una reunión en Buenos Aires con el ministro de Energía de la Nación, Juan José Aranguren, con el gobernador de la provincia, Omar Gutiérrez, y los representantes de las empresas YPF, Total y Pan American Energy (PAE), entre otras.

Explicó en una entrevista que le hicieron en Radio Nacional Neuquén que “lo que estamos discutiendo es qué debemos hacer para poner a trabajar y que levanten los equipos que se tienen que levantar para extraer gas y petróleo de Vaca Muerta”.

Pero su SOS fue lo más inquietante: “Lo que está haciendo falta son inversores, YPF no tiene el dinero, el Estado tampoco; hay que crear las condiciones para que vengan las inversiones”.

Avezado gremialista a punto de retirarse, Pereyra asumió un rol casi de vocero de las empresas al plantear que, para que inviertan, se debe dar previsibilidad y sustentabilidad, sobre todo porque el Plan Gas, que subsidia a 7,5 dólares el millón de BTU el precio del gas nuevo, expira el 31 de diciembre de 2017.

“Nadie puede invertir por un año que le queda al Plan Gas, ya tendrían que firmar cuál es el sendero de 4, 5, o 10 años, para recuperar la producción de gas; pero para eso tiene que haber precios”, justificó.

Aclaró que no se está discutiendo una reforma laboral para la industria, sino que se pretende adaptar el convenio colectivo de trabajo con una adenda para “incluir el no convencional, que no está dentro del convenio”.

“Estamos pidiendo que terminemos con esta agonía, con compañeros trabajadores en la casa, con amenazas de despidos, queremos que se pongan en actividad”, exclamó, para exhortar: “Hay que sacar el gas que está acá, porque tenemos la segunda reserva mundial en gas no convencional”.

Señaló que “hemos avanzado en la producción de gas en la cuenca neuquina, un 32,33%, que representa en el país casi un 20%, pero si no perforamos, no extraemos gas o bajamos la inversiones, todo lo que se ha hecho pierde sentido”, reflexionó.

Uno de los ejemplos que propuso Pereyra para imitar es el de Estados Unidos, que en lugar de importar gas a US$ 13 ó US$ 14, decidieron pagar ese precio en sus propios yacimientos para incentivar la producción.

“Lograron transformarse en 6 o 7 años en exportadores de gas y petróleo, lograron el autoabastecimiento, tenemos que copiar esas cosas”, concluyó Pereyra.

La rentabilidad es la clave

Lo que el veterano dirigente petrolero no dijo es que la cuestión de fondo en la discusión entre gobernantes, gremialistas y empresas pasa por la rentabilidad de Vaca Muerta en tiempos de precios deprimidos del petróleo. El consultor Hugo Giampaoli, de GiGa Consulting, presentó días atrás, en un encuentro del IAPG realizado en San Carlos de Bariloche, un análisis de la información pública que recopila entre más de 600 pozos perforados en la provincia, en el que pone en perspectiva el punto actual de madurez del desarrollo de Vaca Muerta, según consigna la página web neuquina Vaconfirma.

El cálculo económico indica que los pozos verticales no fueron rentables, mientras que los resultados más recientes de pozos horizontales son prometedores, teniendo en cuenta que aún hay un amplio margen para evolucionar en la curva de aprendizaje, pone de manifiesto.

El aumento en la actividad de los últimos tres años generó un aprendizaje que permitió bajar los tiempos de perforación y, consecuentemente, los costos. En 2010 se tardaba 42 días en realizar un pozo vertical, mientras que este año se llegó a 29 días.

El estudio presentado por Giampaoli realiza un ejercicio de extrapolación del comportamiento a 25 años de los pozos para conocer el orden de magnitud de la recuperación final esperada (EUR por sus iniciales en inglés).

De esa forma, el valor medio de EUR para los pozos verticales es de 130 millones de barriles (Mbbl).

El trabajo indica que ese tipo de perforaciones tuvo resultados decepcionantes luego de un comienzo esperanzador. En los inicios de la perforación se obtuvieron algunos buenos resultados, por lo que se esperaba que, con mejor conocimiento de las zonas y técnicas adecuadas de "completación", se obtuvieran resultados que justificaran un desarrollo basado en pozos verticales.

Con el tiempo, sin embargo, las curvas de producción mostraron comportamientos peores que los previstos.

Muchos pozos que parecían haber alcanzado tendencias estables de declinación, cayeron bruscamente. Otros nunca abandonaron la fuerte declinación exponencial inicial.

El caso más emblemático del bajo rendimiento de pozos verticales se da en la porción sur de Loma La Lata, donde entre 2014 y 2015 se perforaron 127 pozos, de los que solamente 2 superarían la EUR de 150 Mbbl, y 61 pozos estarían por debajo de 50 Mbbl, con un promedio de 55 Mbbl por pozo.

Ahí se indica que, con una EUR de 150 Mbbl, sería necesario reducir el costo del pozo a unos 4.5 MM$ para lograr una rentabilidad del 10%.

Al precio del crudo Medanito del año pasado (US$ 75), sólo el 5% de los pozos verticales (24 de 459) alcanzarían una rentabilidad (TIR) mínima del 10%.

Horizontales alentadores

El informe de la consultora asegura que para poder dar continuidad al desarrollo de la ventana de black oil de Vaca Muerta (zona de Añelo) será necesario apuntar a los pozos horizontales.

Según sus proyecciones, aproximadamente el 30% de los realizados, a un costo promedio de US$11 millones, estaría por encima del umbral de rentabilidad del 10%.

Para tener una referencia del potencial de Vaca Muerta, GiGa Consulting compara el mejor pozo tipo de Vaca Muerta contra el promedio de la formación shale Eagle Ford, de Estados Unidos.

Asegura en ese sentido que “en Vaca Muerta existen pozos que alcanzan los mejores rendimientos de Eagle Ford, y se ha estimado que el rendimiento medio a 270 días es de unos 80 Mbbl”, similar a los valores obtenidos en 2012 en el shale estadounidense.

“Esto indica que, desde el punto de vista de los resultados de producción, Vaca Muerta está demostrando ser un play de clase mundial”, agrega.

La media para los primeros 3 meses de vida de un pozo en Texas está en el orden de los 400 Boepd (63.6 m3/d), valores muy similares a los obtenidos en los pozos de Vaca Muerta.

Si se tiene en cuenta que el rendimiento de los pozos horizontales neuquinos no tiene nada que envidiarle a los de EE.UU., se concluye que la clave de la rentabilidad de Vaca Muerta pasa por bajar los costos.

“En este sentido, es bien sabido que por cuestiones de escala y otros factores macroeconómicos, los costos de los productos y servicios en nuestro país son más caros, y no es mucho lo que la industria puede hacer al respecto. Lo que sí está en nuestras manos es la eficiencia en la perforación, ya que los días de perforación inciden directamente y tienen un gran impacto en los costos. En este punto hay mucho margen para mejorar”, señala el estudio.

Protagonismo de YPF

El primer pozo de shale de la Argentina lo realizó YPF en junio de 2010. Desde entonces, la empresa nacional fue el actor mayoritario del shale, al perforar 515 de los 602 pozos realizados (85%).

El área de mayor desarrollo de Vaca Muerta es Loma Campana, zona que concentra el 75% de los pozos y el 90% de la producción de petróleo, sobre una superficie de aproximadamente 33 km x 6 km.

Vaca Muerta, a diferencia de Estados Unidos, tiene la particularidad de que sólo 104 pozos (17% del total) son horizontales.

YPF comenzó el desarrollo del shale con perforaciones verticales, estrategia que este año abandonó a la luz de los magros resultados.

La producción de Vaca Muerta alcanza los 24,183 barriles diarios (bbl/d) de petróleo y 4.2 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas, y se espera que siga en aumento en los próximos meses.

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