«Hay que pensar más en la optimización y eficiencia de los equipos de perforación y completación y no tanto en el pozo», advierte.

Pablo Iuliano pasó los últimos seis años de su carrera intentando descifrar la ecuación técnico-económica de Vaca Muerta. Si existiera un ranking de horas/hombre invertidas en el play de la Cuenca Neuquina, probablemente estaría entre sus líderes. Este ingeniero químico que hoy encabeza desde Neuquén el desarrollo de Fortín de Piedra, el mayor campo de gas de la Argentina, participó desde sus albores del deriskeo del yacimiento no convencional. Primero en YPF, donde integró el top management que puso en explotación de Loma Campana, el mayor yacimiento de shale oil del país, y ahora en Tecpetrol, donde se desempeña como director técnico de la Cuenca Neuquina, Iuliano está enfocado en el desriskeo de Vaca Muerta, tal como se denomina en la jerga petrolera al estudio de la formación para despejar el riesgo asociado a su comportamiento productivo.

En diálogo con Revista TRAMA, el manager regional de la Cuenca Neuquina de la petrolera del Grupo Techint brinda un panorama detallado de la estrategia de la compañía para evolucionar en dos aspectos claves del negocio: la productividad y la reducción de costos.

«Para hacer viables los proyectos de shale, el desafío a largo plazo es ser rentables a precios internacionales, lo cual va a demandar un par de años.

En función de ello hay que minimizar el costo operativo. Cada TCF de gas o barril que podamos desarrollar debe ser competitivo, en el caso del shale oil con el petróleo convencional y en el del shale gas con los precios a nivel internacional», explica.

Los primeros pozos de Fortín de Piedra tuvieron un diseño que se guiaba por el estándar de perforación en Vaca Muerta, de 2.000 metros de rama lateral con 27 etapas de fractura. Hoy, tras un año de desarrollo, la compañía evolucionó hacia pozos de 2.500 metros en el tramo horizontal con 34 estimulaciones hidráulicas.

«Tuvimos que cambiar la arquitectura de construcción de los pozos, poniendo una cañería más que nos permitiera llegar a esa longitud con mayor estabilidad, modificando algunas herramientas que son más robustas, y hemos logrado en algunas zonas –donde nos permiten los límites de concesión– llegar a los 2.800 metros. Siguen siendo pozos slim comparables con los pozos que están haciendo nuestros competidores en Vaca Muerta, con cañería de 5 pulgadas sin pasar a un diseño robusto que es más caro», detalla el líder del proyecto Fortín de Piedra.

Las compañías norteamericanas, como ExxonMobil, están perforando pozos de 3.000 metros en Vaca Muerta con un diseño distinto. Tecpetrol opta por llegar a un límite de 2.800 metros con tuberías más livianas porque sus ingenieros consideran que ganar unos pocos metros más a un costo más alto de construcción del pozo no es, por el momento, una ecuación conveniente.

«Para cambiar de diseño de pozo más allá de los 3.000 metros de rama horizontal, hay que analizar si es conveniente gastar cientos de miles de dólares en ese objetivo. Para ese tipo de perforaciones hay que aplicar un cambio tecnológico en los equipos de completación. La mayoría de los que están hoy en Argentina tienen bombas de 5.000 HHP (hidraulyc horse power). Se necesitan equipos de, al menos, 7.550 HHP», explica Iuliano.

Si bien los pozos de Fortín de Piedra aún acumulan poca historia como para medir su rendimiento promedio, se espera que en el pico de producción del campo lleguen a 500.000 m3 diarios de gas.

Tecpetrol está enfocada en transpolar al yacimiento la experiencia del Grupo Techint por medio de la implementación de modelos industriales de producción. «Estamos trabajando en el diseño y desarrollo de un modelo industrial de control de tiempo y costos. Hoy se trabaja en algo que es novedoso para la industria, que es fijar estándares. Este desarrollo tiene como premisa un modelo de fabricación de pozos que consta de varias etapas, como la preparación de la locación, perforación, pre-fractura y post-fractura. Se miden los tiempos que demanda cada tarea y se trabaja en acortar la dispersión para trazar estándares y luego, cada año, ir acotando esos tiempos muertos hasta que en un momento se llega a las mejores prácticas producto del aprendizaje continuo. Cuando se alcanza el límite técnico de mejora de los tiempos, lo que queda es seguir trabajando en los cambios tecnológicos que permiten dar un salto significativo», explica el gerente regional de Tecpetrol.

El objetivo es aplicar el modelo de ingeniería industrial altamente profesionalizado de Tenaris, empresa líder en la provisión de tubos sin costura para la industria petrolera, a la construcción de pozos en Vaca Muerta. Es un proyecto disruptivo para el upstream, sobre todo en la Argentina, pero también a nivel global, opina el directivo.

El directivo de Tecpetrol destaca que este tipo de modelos se aplica en Estados Unidos, pero focalizados en algunos procesos específicos. La petrolera del Grupo Techint busca innovar en lo que considera «la máquina crítica»: la plataforma de perforación.

«El equipo va a ganar productividad en la medida en que esté perforando cada vez más metros. Por eso, consideramos que debemos seguir la máquina crítica, su comportamiento, y no tanto el pozo. Lo mismo en el caso del set de fracturas. Eso implica un cambio de paradigma. El proceso culminará cuando encontremos un algoritmo que nos permita predecir cuáles van a ser los tiempos de esa máquina crítica y, en determinadas condiciones, cuál va a ser su rendimiento. La meta es dejar de hacer los presupuestos en función de cuánto tiempo tardo por pozo, para empezar a medir la eficiencia de la máquina: cuanto más eficiente sea, más rápido y a menor costo voy a hacer los pozos», razona Iuliano.

La variable central es el costo métrico, es decir, cuánto vale cada metro de Vaca Muerta estimulado. Los últimos pozos terminados en Fortín de Piedra demandaron una inversión de u$s 14 millones. El objetivo de la empresa es llegar a julio de 2019 con una disminución del 10%.

El gran desafío del negocio, entonces, pasa por reducir el costo de desarrollo, lograr que cada vez sea más barato extraer un metro cúbico de gas o un barril de petróleo. Pero, una vez puesto en producción el pozo, entran a jugar las estrategias de cada compañía. «Lo importante tiene lugar en los primeros dos o tres años del pozo, cuando estás produciendo la mayor cantidad de volumen acumulado. Entonces se dirime una discusión técnica: si querés ganar reservas en el largo plazo con menos producción o perder reservas en el largo plazo siendo más agresivo, valorizando el pozo mucho antes y adelantando los flujos de fondos», explica el responsable del desarrollo de Fortín de Piedra.

«Durante este primer año hemos probado que la roca tiene la calidad que esperábamos y eso es muy importante, porque uno tiene que pensar en el largo plazo y en competir con el shale de Estados Unidos. Si vamos a ser un país que exporte gas, pensando en 20 años adelante, tenemos que competir con ellos. Aunque va a ser difícil por tamaño de mercado y escala. Nos queda la calidad de la roca. Vaca Muerta en algunos lugares tiene mejores características que el shale de Norteamérica», agrega.

En esa clave, considera que uno de los principales aspectos donde aún queda mucho camino por recorrer está vinculado con la regulación estatal de la actividad. «La técnica, los fierros se terminan comprando y desarrollando, no veo un gran problema ahí, pero sí hay que contar con políticas claras para llevar esto adelante. Todavía tenemos muchos costos asociados a la construcción de los pozos, que no existen en otros países del mundo. Hay impuestos que no tienen demasiado sentido, al igual que exigencias ambientales que –aunque parezca antipático decirlo– no son necesarias para un desarrollo en medio de la meseta donde el pueblo más cercano está a 100 kilómetros. Ahí hay que aprender de Estados Unidos donde, dependiendo del lugar donde esté el desarrollo, la legislación es más o menos severa. Acá nos falta caminar un trecho más grande».

El desarrollo de Fortín de Piedra está sustentado por los beneficios de la Resolución 46/2017 del Ministerio de Energía de la Nación que, bajo la conducción de Juan José Aranguren, creó un programa de estímulo a la producción de yacimientos no convencionales de gas.

Tecpetrol fue la primera compañía en acceder a ese esquema, mediante el cual las empresas beneficiarias perciben un subsidio directo que cubre la diferencia entre el importe promedio del mercado y un precio estímulo fijado de forma discrecional por el Estado.

Hoy Fortín de Piedra inyecta 11,5 millones de m3 diarios de gas a 9.300 kilocalorías al sistema, el equivalente al 8% de toda la producción nacional y al 17% de la provincia de Neuquén. Es el mayor campo de gas de la Argentina. La compañía espera alcanzar los 12 MMm3/d en octubre para ascender a 17 millones en abril de 2019. Está en condiciones técnicas de estirarse hasta los 20 millones de m3 diarios, pero dependerá de la decisión empresaria alcanzar ese límite.