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Carlos Gilardone, presidente la consultora Field Development Consultants (FDC) analizó el desarrollo de los últimos años de la formación no convencional. “La principal limitante es la política que condiciona el acceso al capital”, sentenció. FDC presentó un segundo reporte que pondera cuál es el valor que se creó en Vaca Muerta desde 2014 a la fecha.
La consultora Field Development Consultants (FDC), especializada en el estudio del subsuelo, ingeniería de reservorio y diseño de infraestructura de superficie, presentó un nuevo informe que analiza el comportamiento de los pozos perforados en Vaca Muerta entre 2014 y 2020. El reporte pone el foco en la ponderación del valor se creó efectivamente en el play no convencional de la cuenca Neuquina.
El equipo técnico de FDC transformó los datos públicos generados por las distintas operadoras en información valiosa para entender el comportamiento de producción de los pozos perforados en Vaca Muerta y su evaluación rendimiento económico.
En términos cuantitativos, los números que presenta el informe —titulado ‘Análisis de los pozos de petróleo en Vaca Muerta entre 2014 y 2020‘— son impactantes. «La proyección de creación de valor para los 2,8 millones de acres en la ventana de petróleo es de US$ 426.000 millones considerando solo una zona (horizonte) de aterrizaje», explicó Carlos Gilardone, titular de FDC Argentina.
El reporte, al que accedió EconoJournal, agrega que «el Valor Actual Neto (VAN) al 10% antes de impuestos de las reservas probadas desarrolladas (PDP, por sus siglas en inglés) de Vaca Muerta es de 2.100 millones de dólares a valores de 2021», cuantificó el reporte.
Pozos
El reporte de FDC subraya que en 2017 se perforaron 54 pozos con rama horizontal de 1.500 metros y 14 no fueron rentables. En cambio, en 2020 (durante la pandemia) se perforaron 53 pozos horizontales de más de 2.200 metros que dieron como resultado sólo un 5% “no económicos”. Al mismo tiempo, el informe indica que el número de etapas de fractura por pozo aumentó de 13 en los primeros años a 34 en 2020. El aumento de las etapas de fractura mejoró la productividad desde 2014 de 365 bpd por pozo a 969 bpd el año pasado.
Análisis
En su paso por el Ciclo de Entrevistas de EconoJournal, la semana pasada, Gilardone dio cuenta del potencial y la rentabilidad de Vaca Muerta a partir de cálculos y cifras concretas. Además, describió las condiciones necesarias para escalar el desarrollo hidrocarburífero y analizó las transformaciones históricas que se produjeron en la cuenca neuquina desde el 2013.
“Hoy vemos que los periodos de repago de los pozos son menores a tres años. Partimos de un pozo económico de 0 por ciento en 2014 a un 95 por ciento de rentabilidad de los pozos que se perforaron en 2020. Calculamos el valor presente del acreaje desarrollado y el resultado por acre generado ronda los 152.000 dólares. Si esa cifra la extrapolamos al resto de Vaca Muerta podemos hablar de unos 2.000 millones de dólares. El potencial está, y debemos apurarnos porque la era del petróleo se está acabando. Es un valor que lo sacamos o va a quedar ahí abajo”, sostuvo Gilardone.
Comparativa
El referente de la firma que ofrece soluciones ligadas al entendimiento del subsuelo, consideró que “Vaca Muerta es una formación de clase mundial”. A decir de Gilardone, resulta interesante comparar Vaca Muerta con lo que ocurre en la formación Permian, el mayor yacimiento de Estados Unidos, en el oeste de Texas. Las producciones iniciales en EE.UU. llegan hoy hasta los 3.400 barriles por día, mientras que en la Argentina los mejores pozos están en el orden de los 2.000 barriles diarios de petróleo.
Permian posee unos 11,5 millones de acres. En el play no convencional de EE.UU. operan 135 equipos de perforación, en tanto que en Vaca Muerta cuenta con aproximadamente 7 millones de acres y sólo 20 rigs de perforación.
Para Gilardone, en términos de espesores y condiciones petrofísicas, la formación argentina es superior. “La principal limitante es la política que condiciona el acceso al capital”, y agregó que “es necesario ponerse de acuerdo y generar un proyecto estratégico y prioritario a nivel nacional. Si Vaca Muerta estuviera ubicada del otro lado de la cordillera, Chile sería Arabia Saudita, porque no hay dudas respecto de la estrategia”.
Infraestructura
Como condiciones fundamentales para alcanzar un desarrollo comercial de gran escala, el ejecutivo destacó que “es necesario dar mayor protección al inversor”, así como también “hay que discutir cómo resolver las limitaciones de infraestructura” para viabilizar la producción.
“Debemos estar en condiciones de exportar el gas que sobra a los países vecinos. Brasil, por ejemplo, tiene mucha demanda de energía al sur del país. Además, hay que pensar si requerimos una planta de licuefacción que exige una inversión de alrededor de 5.000 millones de dólares. Es un proyecto de largo plazo, pero hay que ver cómo se materializa porque el subsuelo lo permite. Si no se discuten seriamente este tipo de proyectos, nunca vamos a poder monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta. Hay que entender que si queremos distribuir riqueza, primero tenemos que generarla”, afirmó.
FDC desarrolló un software que permite interpretar, mediante un programa con distintas interfaces, información relativa al comportamiento productivo de los pozos. Al mismo tiempo, el programa cruza datos técnicos del capítulo IV de la Secretaría de Energía con variables económicas para evaluar la rentabilidad de los proyectos. “En el primer estudio que realizamos tomamos las estadísticas públicas de la Secretaría de Energía y calculamos el pozo tipo por campaña, desde el 2014 en adelante. Conocíamos el costo del pozo y analizamos el caudal pico máximo y la cantidad acumulada para cada uno de los períodos. Así, observamos que, para 2014, los pozos no eran económicos. Sin embargo, se dio una curva de aprendizaje que fue creando valor históricamente”.
Historia
Gilardone fue uno de los asesores que, contratado por YPF, contribuyó a negociar en 2013 con Dow el lanzamiento de El Orejano, el primer desarrollo comercial de shale gas en Vaca Muerta. “Estudiamos lo que pasaba en Estados Unidos para hacer analogía, pero la realidad es que no sabíamos prácticamente nada del animal que teníamos entre manos. Primero había que entender cómo perforar los pozos teniendo en cuenta el espesor de la formación que va de 200 a 700 metros cuando aún no estaba la tecnología disponible en el país”, rememoró el especialista .
Recordó, además, que las primeras fracturas en pozos horizontales de gas se pagaban entre 400.000 y 500.000 dólares por etapa. Hoy se paga menos de la quinta parte de esas cifras. En ese momento —agrega—, no existía una cadena de valor local y hubo que traer al país servicios y equipos generando un costo extra. “Había que convencer a las empresas para que vengan porque para hacerlo debían dejar de usar sus equipos en un lugar donde existía trabajo o tenían que invertir en la compra de nuevos equipos”, explicó el presidente de FDC.
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