Aunque la actividad no convencional en la cuenca Neuquina tuvo una sensible caída en el último año, los últimos pozos perforados en Loma Campana reflejan avance significativo en materia de productividad y reducción de costos operativos. beneficios.

El portal especializado El Inversor Online hizo un relevamiento entre empresas de servicios con actividad en campo, del que se desprende que YPF, en sociedad con Chevron, logró reducir un 40% los costos de perforación de un pozo tipo horizontal en Loma Campana con relación a los números de 2014.

Según datos de julio del 2016 o, la colocación de un pozo de shale oil con una rama horizontal con 18 fracturas le cuesta a YPF US$ 9,9 millones, con una demora de 25,5 días para realizar cada pozo, mientras que con anterioridad, cada perforación se hacía en 33,3 días, por lo que se costo era de US$ 10,5 millones.

La merma -explicó el informe del portal- se replica además en el costo por etapa de fractura, que descendió de US$ 600.000 en 2014 a US$ 400.000 en 2015 y se redujo hasta los US$ 300.000 en el segundo trimestre de 2016, como resultado de la utilización de arena local procesada en la planta de tratamiento construida por YPF en Añelo.

Para hacer todo el proceso de las arenas silíceas de Chubut y de Entre Ríos, YPF invirtió en Añelo U$S 85 millones y habrá una inversión adicional de U$S 28 millones. Desde la provincia de Chubut, arrecian las quejas contra la petrolera, ya que allí no industrializa nada y baja considerablemente los costos de producción en Neuquén. El informe marcó que «el descenso de los costos es progresivo y se aceleró en los últimos seis meses», lo que coincide con el traslado de arenas silíceas de Chubut a Añelo.

La optimización de los costos de perforación se replica también en la productividad de los pozos colocados. De acuerdo con la información relevada por El Inversor, la EUR (Estimación de Producción Acumulada del pozo a 30 años, por sus siglas en inglés) creció de 455.000 barriles de crudo (Kbbl) en 2014 a 525 Kbbl en 2015 y trepó hasta los 570 Kbbl en 2016. Es decir, que en los últimos dos años la producción de shale oil por pozo se incrementó casi un 28 por ciento.

Son cifras que posicionan a Vaca Muerta en una buena posición en comparación con plays similares de EE.UU. De acuerdo con estimaciones de una consultora petrolera de primer nivel, el drilling speed de Vaca Muerta (velocidad de perforación) se elevó un 47% en el último año, al pasar de 393 a 578 pies cúbicos por día (ft/día), por encima de los promedios de Haynesville (526 ft/día) y Bakken (514 ft/día). Son cifras que están en línea con los valores de Eagle Ford, que registra producción de 592 a 996 ft/día en función de cada subplay.

Fuentes: EL Inversor Online / El Chubut