Los planes de YPF

Estatal. La compañía argentina ingresará con fuerza en el sur boliviano. También invertirá $us 1.300 millones en los no convencionales de Vaca Muerta. Chevron y Bridas se anotan como sus socios para los planes inmediatos.

Miguel Matías Galuccio será figura central durante el Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2013. El máximo ejecutivo de YPF Argentina llega a Bolivia pocas semanas después de que la petrolera celebrara un año bajo seno estatal. Durante este tiempo, la compañía moderó la caída en la producción de gas y petróleo y ahora apunta a una expansión que contempla inversiones y búsqueda de socios.

El acercamiento con YPFB va por esa línea. Extraoficialmente se supo que Galuccio no sólo viene a Santa Cruz para disertar sobre la nacionalización de YPF, sino también para rubricar convenios de avanzada con Carlos Villegas, su par boliviano, para dar vía libre a lo establecido en el memorándum de entendimiento recientemente firmado entre ambos. El propósito es impulsar y consolidar proyectos conjuntos de exploración y el desarrollo de áreas con potencial convencional y no convencional de hidrocarburos.

Durante el último año, YPFB y la argentina YPF realizaron tres contratos para estudios prospectivos, y, se da por descontado, que el Congreso será el escenario ideal para la firma de un convenio de exploración en el bloque boliviano Yuchán, en Tarija. Adicionalmente, YPF iniciará estudios en al menos tres bloques nuevos.

La semana pasada Carlos Villegas estuvo en Buenos Aires, donde además tenía previsto interiorizarse en el funcionamiento de YPF Tecnología (Y-TEC), centro desde el cual se proveería de soporte técnico a YPFB para nuevos proyectos.

Todas estas acciones van en línea con la firma de un acuerdo estratégico binacional de energía, que se tiene pensado rubricar en agosto próximo entre el presidente Evo Morales y su par Cristina Fernández.

El acuerdo estratégico busca llevar el acuerdo de complementación energética más allá de la venta de gas a Argentina. Sobre este tema, hace algunos días, el ministro de Planificación de Argentina, Julio De Vido, resaltaba la importancia de sumar “la enorme potencialidad gasera de Bolivia y la enorme potencialidad que tiene YPF Argentina en los mercados internacionales”, lo que permitirá generar condiciones para que “Bolivia pueda tener el diesel que necesita para funcionar y Argentina trabajar en la explotación de gas conjunto”.

La YPF de hoy y sus metas
En una de las últimas publicaciones de la prestigiosa Revista Petroquímica de Argentina, un completo informe sobre YPF establece que tras un segundo semestre de “transición” en 2012, signado por la consolidación del nuevo management a cargo de la conducción de la petrolera y por la implementación de un “plan de alto impacto” (según la denominación interna de la compañía) para frenar la inercia decreciente de sus estadísticas productivas, YPF está encarando desde los primeros meses de 2013 su verdadera prueba de fuego: empezar a enviar a la industria señales empíricas y claras acerca de su capacidad para elevar, de manera sostenible en el tiempo, la oferta de hidrocarburos.

Será clave, en esa dirección, la ejecución de un proyecto piloto en el área Loma La Lata Norte a fin de producir, fundamentalmente, petróleo no convencional.

La iniciativa costará $us 1.300 millones, prevé la perforación de 130 pozos y permitirá conocer, a ciencia cierta, cuál es el costo y la viabilidad técnica de la explotación comercial de la formación Vaca Muerta de la cuenca Neuquina, señalada en la industria como la llave para recuperar a mediano plazo el autoabastecimiento hidrocarburífero perdido.

Según Revista Petroquímica, durante la presentación de los resultados anuales de la empresa, Galuccio eligió iluminar el rendimiento de las variables productivas de la petrolera por sobre el balance estrictamente económico-financiero de la compañía.

Destacó que el año pasado la operadora redujo su producción de hidrocarburos sólo un 0,6%, mientras que la explotación de crudo se elevó un 2,2% después de declinar significativamente en 2011 (-8,3%).

En el caso del gas, YPF no logró detener la caída de la producción, pero la pendiente negativa del año pasado (-2,3%) fue mucho menos pronunciada que la de 2011 (-10,2%). De ahí que Galuccio haya zanjado su presentación ponderando que “hemos logrado cambiar la tendencia declinante en apenas seis meses”.

Aun así, el directivo dejó en claro que ahora inicia el verdadero “plan de choque” de la compañía, que apunta a inaugurar una nueva etapa de crecimiento. Con todo, YPF sigue siendo el principal jugador del upstream argentino de hidrocarburos: explica un 32% de la oferta de crudo y un 23% de la gasífera. En tanto que, al ser la mayor petrolera “integrada” del vecino país, concentra más de la mitad de las ventas de combustibles en las estaciones de servicio de todo el territorio nacional. “El año pasado refinamos un 1,4% más de combustibles que en 2011. En el segundo semestre (cuando la estatización de la empresa ya era una realidad), el aumento fue todavía mayor (+4,95)”, indicó Galuccio.

La proyección
El CEO de YPF sostiene que la inversión de la compañía en 2013 superará en un 60% la del año pasado. La gran apuesta es consolidar su posición en el sector.

Con una dotación de alrededor de 45.000 personas operando de forma directa e indirecta, la petrolera representa un 36% del negocio del upstream (exploración y producción) de crudo y gas. La operadora cuenta hoy en día con una flota de 49 equipos de perforación, un 80% más amplia que la de inicios de 2012.

La principal meta gira en torno a recuperar la perforación en target gasíferos, con 122 pozos en 2013. YPF identificó oportunidades para incorporar recursos por 400.750 millones de metros cúbicos (MMmcd) de gas natural, equivalentes a 14 trillones de pies cúbicos (TCF). Basta decir que las reservas probadas de todas las petroleras suman, en conjunto, menos de 12 TCF del fluido.

De acuerdo con el plan de inversiones presentado para el período 2013-2017, YPF prevé desembolsar $us 6.500 millones en ese lapso para incrementar la oferta del fluido. De esa cifra, un 57% estará destinado a la extracción de shale gas, un 15% a la producción básica, un 9% a la primaria y un 15% a perforar campos de tight gas.

El objetivo es alcanzar en 2017 una producción de 45 MMmcd del hidrocarburo, para lo cual la empresa planea multiplicar por nueve la cantidad de pozos de gas que perforó en 2011. En total, se apunta a colocar 1.160 pozos del fluido.

En relación con la oferta de crudo, la meta es elevar un 29% la producción para 2017 y sumar recursos por 2.400 millones de barriles de crudo. A tal fin, YPF prevé incrementar en un 55% la perforación de pozos petrolíferos: se proyecta realizar más de 1.200 pozos por año de crudo, que demandarán una inversión de $us 19.600 millones (un 53% de ese monto se destinará a extraer shale oil).

Desarrollo racional
YPF empezó a ejecutar en febrero el primer cluster no convencional de hidrocarburos, que prevé la perforación de 130 pozos para producir, fundamentalmente, shale oil de Vaca Muerta. Galuccio indicó que la oferta media de esos pozos puede oscilar entre los 10 y los 40 barriles diarios de crudo.

“Vamos a llevar adelante un desarrollo racional, con una actividad agresiva pero sin destruir valor pagando precios excesivos por insumos y servicios”, advirtió el CEO de YPF, que produce 30.730 m³/día de crudo y 27,36 MMm³/día de gas, según datos del IAPG del mes de diciembre.

El directivo señaló que a partir de la realización de siete pozos exploratorios estratégicos en Neuquén se pudo identificar un importante prospecto de gas húmedo, como también extender la frontera de la ventana de shale oil al norte de la cuenca.

Resulta clave –agregó– reducir los costos de operación en los plays no convencionales. La perforación de un pozo vertical se redujo en casi un 20%. Además, mientras que en 2011 por cada pozo se concretaban, en promedio, 3,4 fracturas hidráulicas, en febrero de este año se realizaban cinco.

“Los costos de perforación y finalización de un pozo se retrajeron entre 10% y un 20%. Estamos diseñando modelos de simulación en los pozos con profesionales especializados de Norteamérica”, comentó Galuccio. “Queremos optimizar los costos de los pack drilling de fracturas hidráulicas”, agregó.

 

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