¿Crisis en Vaca Muerta?: el 60% de los pozos produce menos por la alta tasa de declinación Por Fernando Krakowiak
Un pozo petrolero de buen rendimiento en Vaca Muerta puede llegar a arrojar entre 1000 y 2500 barriles diarios (bbl/día) durante sus primeros meses de operación. En Bajada del Palo Oeste, por ejemplo, Vista Energy informó incluso que su pozo BPO-2801(h) alcanzó en febrero el record de 4440 barriles diarios en promedio con un pico de 5396 barriles. Sin embargo, el ingeniero en reservorios Gerardo Tennerini difundió este mes un trabajo donde detalla que más del 60% de los pozos perforados en Vaca Muerta produce en la actualidad menos de 125 barriles diarios (20 m3/día). El dato revela una característica constitutiva del shale, que es la rápida declinación de sus pozos con respecto a la producción convencional.
Como consecuencia de esa declinación acelerada, el 80% de la producción de Vaca Muerta proviene hoy de menos del 20% de sus pozos. Esta situación obliga a un ritmo sostenido de perforaciones para mantener la curva agregada de producción y si las perforaciones se detienen por el motivo que sea el impacto es de corto plazo porque la tasa de declino anual puede llegar al 80% frente a un 10% o 15% del segmento convencional.
Ante esta situación, EconoJournal decidió consultar al ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, al ex secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, y al titular de la consultora Economía & Energía, Nicolás Arceo, para saber si es un riesgo concentrarse cada vez más en el shale o si la diferencia de rentabilidad con respecto a la producción convencional no deja otra opción.
-Si la tasa de declinación del shale es tan pronunciada, ¿es correcto apostar cada vez más por Vaca Muerta y abandonar de modo acelerado la producción convencional?
-Hoy las cuencas productoras de petróleo están llegando a un límite en la explotación convencional y cada vez se necesita tener mayor asistencia de algún otro tipo de fluido para poder explotarlas y se consume mucha más energía en producirlo que el producto que se saca. Es el caso de las cuencas maduras. Es por eso que las compañías se concentran en aquello que les permite obtener una mayor rentabilidad, como es el caso del shale.
-¿Y por qué no se explora más en convencional?
-Todo lo que es en territorio firme ya está explorado. Las compañías explotaron todas las formaciones sedimentosas que había y solo queda el mar, pero ahí es mucho más costoso. Hacer un pozo cuesta 5 o 6 veces más de lo que cuesta hacer un pozo con fractura en Vaca Muerta y antes tener que ver cuál es el resultado de la sísmica.
-¿Y la declinación acelerada del shale no debe generar preocupación?
-No veo que sea algo para alarmarse sino una característica constitutiva del shale. La explotación tiene que ser en modo factoría. Eso significa que si hoy tenemos 35 o 40 rigs y queremos duplicar la producción tenemos que ir al doble de rigs y ser cada vez más eficientes. Y lo mismo con los equipos de fractura. No hay otra alternativa. La producción no convencional tiene su mayor producción dentro de los dos primeros años y después declina muy rápidamente comparada con la convencional y por eso hay que perforar y fracturar continuamente.
-Está claro que para las compañías hoy es la decisión más lógico y racional, ¿pero el gobierno no debería generar algunos incentivos para que no toda la producción se concentre en el shale?
-Los gobiernos tienen que definir políticas públicas. El gobierno actual con el RIGI fomenta el oil & gas en el offshore, pero en el territorio hay un determinante físico porque en los yacimientos convencionales actuales el recurso se está agotando. Además, hay que tener en cuenta que una caída en los precios no solo afecta al no convencional. De hecho, los yacimientos maduros hoy tienen un costo alto que va de los 45 a 60 dólares por barril. Por lo tanto, si el precio se cae de 60 quedan en negativo. El no convencional, en cambio, hoy tiene un valor de break even que varía entre 35 y 45 dólares, depende de cómo se distribuyan los costos fijos.
-¿Es correcta la estrategia de YPF de salir de todas las áreas convencionales, incluso de algunas que son rentables como Manantiales Behr?
-Sí, porque la dirección de YPF se debe a sus accionistas. Tiene una determinada capacidad de acceder a capital y ese capital lo coloca en el lugar más rentable, salvo que quiera hacer beneficencia o que quiera hacer desarrollo regional porque si fuera una empresa pública, pero YPF no lo es, es una sociedad anónima. El estatuto requiere que todas las acciones del directorio sean en beneficio de sus accionistas, de todos sus accionistas, no de uno solo. Además, aún en el caso de Manantiales Behr, que está siendo bien explotado, que haya decidido irse no significa que vaya a irse a cualquier precio.
Nicolás Arceo: "El shale cambia la política hidrocarburífera"
-El 80% de los pozos perforados actualmente en Vaca Muerta produce menos de 50 m3/día por la rápida tasa de declinación del shale. ¿Es un error concentrarse cada vez más en el shale tomando en cuenta esa característica o la diferencia de rentabilidad con respecto al convencional no deja otra opción?
-La diferencia de rentabilidad no te deja otra opción y el volumen de recursos no convencionales es infinitamente más grande que lo que queda del convencional. Argentina no tiene recursos no convencionales para llegar a un plateau de un millón de barriles. Sin la producción no convencional no se llegaría nunca.
-¿Y eso no se podría revertir con más exploración en el segmento convencional?
-Siempre es discutible, pero Argentina está bastante explorado desde la época de la YPF estatal. Sería óptimo para Argentina tener recurso convencional barato, abundante y disponible, pero eso no está.
- ¿Y no es un riesgo para el país recostarse cada vez más sobre el sector hidrocarburífero con la vulnerabilidad que supone el shale? En 2020, durante el comienzo de la pandemia, con el desplome del precio del crudo, en Estados Unidos se frenaron las perforaciones en la cuenca shale y en apenas 3 meses la producción cayó casi un 25%.
-Eso se vio en la Argentina, cuando se derrumbaron los precios del gas a mediados de 2019 se registró un freno total en la inversión de shale gas y la producción. El impacto de señales de precios que restringen inversión y reducen rápido producción ya lo tuvimos y el caso paradigmático fue gas. Ahora bien, lo planteo en otros términos: si el gobierno da una señal de precios incorrecta a través de la configuración de política pública, en el segmento convencional, como declina poco, el efecto sobre la inversión puede ser inmediato, pero el efecto sobre la producción es de mediano y largo plazo. A partir de 2002/2003 diste una señal de precios muy desfasada de los precios internacionales, tuviste un declino pero el problema grande de producción lo tuviste casi una década después. En el shale, en cambio, es un límite a la política de precios mucho más acotada. Si bajás precios o desacoplás fuerte el precio local del internacional eso se te va a una contracción de la inversión y la producción te empieza a caer al año.
-¿La producción shale entonces puede llegar a disciplinar a la política más rápidamente cuando interviene sobre los precios?
-No lo pondría ni en potencial. Disciplinó a la política. En 2019 el gobierno había entrado en una discusión sobre si había gas a 1 dólar, 2 dólares, 3 dólares. Discutían si había que hacer un Plan Gas y cuando la producción comenzó a derrumbarse se salvó la discusión y tuviste Plan Gas a fines de 2020 porque nos quedábamos sin gas. El shale cambia la política hidrocarburífera. Una política hidrocarburífera con recurso convencional te otorga un grado de libertad infinitamente mayor del que se tiene en una producción no convencional.
-¿Es correcta la estrategia de YPF de salir de la producción convencional o debería quedarse con algunas áreas, aunque le rindan menos que el shale?
-Para mí la estrategia es correcta porque es la única forma de maximizar flujo de caja y maximizar inversión. Además, hay que tener en cuenta que para el convencional en cuencas maduras bastante depletadas lo que se necesita es un trabajo más específico pozo por pozo y eso lo va a hacer mucho mejor una empresa chica que una empresa grande como YPF que está concentrada en el shale. La decisión de salir de las áreas maduras fue correcta. Es lo mejor para YPF y también es lo mejor para el país.
Gustavo Lopetegui: "No veo un dilema. No hay dos opciones"
-¿Es un riesgo abandonar la producción convencional de hidrocarburos y concentrarse cada vez más en el shale si la tasa de declinación es tan pronunciada?
-La tecnología fracking es totalmente distinta que la tecnología del petróleo tradicional. El tradicional era como meter una pajita en una cacerola llena de agua y la pajita chupaba ese petróleo durante décadas. El shale, en cambio, consiste en sacar el petróleo que está metido adentro de las piedras. Hay que romper con un proceso muy complejo para sacarlo y declina más rápido. Requiere menos inversión inicial, pero declina más rápido. Son dos productos diferentes. Sacar el petróleo convencional que tiene Argentina es mucho más caro que hacer fracking y por eso todas las empresas se dedican a haber fracking. Ya se sabe que el fracking declina más rápido y en la medida que más se perfore va a declinar más rápido aún, pero a las empresas le están dando los números y por eso están avanzando. El declino ya está metido en los planes de negocio. Con este declino, las empresas hoy ganan plata. Por eso no veo un dilema. No hay dos opciones.
-¿Y eso no se podría revertir con más exploración en el segmento convencional?
-Lo del offshore fue un intento de buscar una alternativa, pero hasta ahora no tuvo éxito. Nadie puede decir que no hay petróleo convencional en ningún lugar de la Argentina, pero me resultaría raro porque las empresas han medido todo el terreno.
-YPF se está yendo de todas las áreas convencionales, incluso de aquellas, como Manantiales Behr, donde no pierde dinero. ¿Está bien lo que hace de poner el pie en el acelerador y salir cuánto antes de todo lo convencional?
-Qué no pierdan plata no quiere decir que no haya un costo de oportunidad por no usar esa plata para ir a otro lugar donde se puede ganar más. Así se manejan los negocios. La voluntad de YPF es irse del convencional, pero de algunas áreas no se puede ir porque nadie las quiere agarrar.
-Ante una baja de precios, la producción shale se derrumba mucho más rápido que el convencional. ¿Eso debería llevar al Estado a tratar de que el país no se recueste tanto sobre la producción shale y tratar de buscar una diversificación productiva?
-La dirigencia política no tiene mucho que opinar. El sector de Oil & Gas es el 4% del PBI. Es importante, pero es una porción pequeña. El shale se parece a la agricultura donde tenés que invertir cada año para cosechar cada año. Mientras la ecuación de precios se positiva eso va a seguir. No invertir ahora por si en el futuro el precio va a bajar no tiene ningún sentido económico.
Fuente: EconoJournal
Por Fernando Krakowiak
Un pozo petrolero de buen rendimiento en Vaca Muerta puede llegar a arrojar entre 1000 y 2500 barriles diarios (bbl/día) durante sus primeros meses de operación. En Bajada del Palo Oeste, por ejemplo, Vista Energy informó incluso que su pozo BPO-2801(h) alcanzó en febrero el record de 4440 barriles diarios en promedio con un pico de 5396 barriles. Sin embargo, el ingeniero en reservorios Gerardo Tennerini difundió este mes un trabajo donde detalla que más del 60% de los pozos perforados en Vaca Muerta produce en la actualidad menos de 125 barriles diarios (20 m3/día). El dato revela una característica constitutiva del shale, que es la rápida declinación de sus pozos con respecto a la producción convencional.
Como consecuencia de esa declinación acelerada, el 80% de la producción de Vaca Muerta proviene hoy de menos del 20% de sus pozos. Esta situación obliga a un ritmo sostenido de perforaciones para mantener la curva agregada de producción y si las perforaciones se detienen por el motivo que sea el impacto es de corto plazo porque la tasa de declino anual puede llegar al 80% frente a un 10% o 15% del segmento convencional.
Ante esta situación, EconoJournal decidió consultar al ex ministro de Energía, Juan José Aranguren, al ex secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, y al titular de la consultora Economía & Energía, Nicolás Arceo, para saber si es un riesgo concentrarse cada vez más en el shale o si la diferencia de rentabilidad con respecto a la producción convencional no deja otra opción.
-Si la tasa de declinación del shale es tan pronunciada, ¿es correcto apostar cada vez más por Vaca Muerta y abandonar de modo acelerado la producción convencional?
-Hoy las cuencas productoras de petróleo están llegando a un límite en la explotación convencional y cada vez se necesita tener mayor asistencia de algún otro tipo de fluido para poder explotarlas y se consume mucha más energía en producirlo que el producto que se saca. Es el caso de las cuencas maduras. Es por eso que las compañías se concentran en aquello que les permite obtener una mayor rentabilidad, como es el caso del shale.
-¿Y por qué no se explora más en convencional?
-Todo lo que es en territorio firme ya está explorado. Las compañías explotaron todas las formaciones sedimentosas que había y solo queda el mar, pero ahí es mucho más costoso. Hacer un pozo cuesta 5 o 6 veces más de lo que cuesta hacer un pozo con fractura en Vaca Muerta y antes tener que ver cuál es el resultado de la sísmica.
-¿Y la declinación acelerada del shale no debe generar preocupación?
-No veo que sea algo para alarmarse sino una característica constitutiva del shale. La explotación tiene que ser en modo factoría. Eso significa que si hoy tenemos 35 o 40 rigs y queremos duplicar la producción tenemos que ir al doble de rigs y ser cada vez más eficientes. Y lo mismo con los equipos de fractura. No hay otra alternativa. La producción no convencional tiene su mayor producción dentro de los dos primeros años y después declina muy rápidamente comparada con la convencional y por eso hay que perforar y fracturar continuamente.
-Está claro que para las compañías hoy es la decisión más lógico y racional, ¿pero el gobierno no debería generar algunos incentivos para que no toda la producción se concentre en el shale?
-Los gobiernos tienen que definir políticas públicas. El gobierno actual con el RIGI fomenta el oil & gas en el offshore, pero en el territorio hay un determinante físico porque en los yacimientos convencionales actuales el recurso se está agotando. Además, hay que tener en cuenta que una caída en los precios no solo afecta al no convencional. De hecho, los yacimientos maduros hoy tienen un costo alto que va de los 45 a 60 dólares por barril. Por lo tanto, si el precio se cae de 60 quedan en negativo. El no convencional, en cambio, hoy tiene un valor de break even que varía entre 35 y 45 dólares, depende de cómo se distribuyan los costos fijos.
-¿Es correcta la estrategia de YPF de salir de todas las áreas convencionales, incluso de algunas que son rentables como Manantiales Behr?
-Sí, porque la dirección de YPF se debe a sus accionistas. Tiene una determinada capacidad de acceder a capital y ese capital lo coloca en el lugar más rentable, salvo que quiera hacer beneficencia o que quiera hacer desarrollo regional porque si fuera una empresa pública, pero YPF no lo es, es una sociedad anónima. El estatuto requiere que todas las acciones del directorio sean en beneficio de sus accionistas, de todos sus accionistas, no de uno solo. Además, aún en el caso de Manantiales Behr, que está siendo bien explotado, que haya decidido irse no significa que vaya a irse a cualquier precio.
Nicolás Arceo: "El shale cambia la política hidrocarburífera"
-El 80% de los pozos perforados actualmente en Vaca Muerta produce menos de 50 m3/día por la rápida tasa de declinación del shale. ¿Es un error concentrarse cada vez más en el shale tomando en cuenta esa característica o la diferencia de rentabilidad con respecto al convencional no deja otra opción?
-La diferencia de rentabilidad no te deja otra opción y el volumen de recursos no convencionales es infinitamente más grande que lo que queda del convencional. Argentina no tiene recursos no convencionales para llegar a un plateau de un millón de barriles. Sin la producción no convencional no se llegaría nunca.
-¿Y eso no se podría revertir con más exploración en el segmento convencional?
-Siempre es discutible, pero Argentina está bastante explorado desde la época de la YPF estatal. Sería óptimo para Argentina tener recurso convencional barato, abundante y disponible, pero eso no está.
- ¿Y no es un riesgo para el país recostarse cada vez más sobre el sector hidrocarburífero con la vulnerabilidad que supone el shale? En 2020, durante el comienzo de la pandemia, con el desplome del precio del crudo, en Estados Unidos se frenaron las perforaciones en la cuenca shale y en apenas 3 meses la producción cayó casi un 25%.
-Eso se vio en la Argentina, cuando se derrumbaron los precios del gas a mediados de 2019 se registró un freno total en la inversión de shale gas y la producción. El impacto de señales de precios que restringen inversión y reducen rápido producción ya lo tuvimos y el caso paradigmático fue gas. Ahora bien, lo planteo en otros términos: si el gobierno da una señal de precios incorrecta a través de la configuración de política pública, en el segmento convencional, como declina poco, el efecto sobre la inversión puede ser inmediato, pero el efecto sobre la producción es de mediano y largo plazo. A partir de 2002/2003 diste una señal de precios muy desfasada de los precios internacionales, tuviste un declino pero el problema grande de producción lo tuviste casi una década después. En el shale, en cambio, es un límite a la política de precios mucho más acotada. Si bajás precios o desacoplás fuerte el precio local del internacional eso se te va a una contracción de la inversión y la producción te empieza a caer al año.
-¿La producción shale entonces puede llegar a disciplinar a la política más rápidamente cuando interviene sobre los precios?
-No lo pondría ni en potencial. Disciplinó a la política. En 2019 el gobierno había entrado en una discusión sobre si había gas a 1 dólar, 2 dólares, 3 dólares. Discutían si había que hacer un Plan Gas y cuando la producción comenzó a derrumbarse se salvó la discusión y tuviste Plan Gas a fines de 2020 porque nos quedábamos sin gas. El shale cambia la política hidrocarburífera. Una política hidrocarburífera con recurso convencional te otorga un grado de libertad infinitamente mayor del que se tiene en una producción no convencional.
-¿Es correcta la estrategia de YPF de salir de la producción convencional o debería quedarse con algunas áreas, aunque le rindan menos que el shale?
-Para mí la estrategia es correcta porque es la única forma de maximizar flujo de caja y maximizar inversión. Además, hay que tener en cuenta que para el convencional en cuencas maduras bastante depletadas lo que se necesita es un trabajo más específico pozo por pozo y eso lo va a hacer mucho mejor una empresa chica que una empresa grande como YPF que está concentrada en el shale. La decisión de salir de las áreas maduras fue correcta. Es lo mejor para YPF y también es lo mejor para el país.
Gustavo Lopetegui: "No veo un dilema. No hay dos opciones"
-¿Es un riesgo abandonar la producción convencional de hidrocarburos y concentrarse cada vez más en el shale si la tasa de declinación es tan pronunciada?
-La tecnología fracking es totalmente distinta que la tecnología del petróleo tradicional. El tradicional era como meter una pajita en una cacerola llena de agua y la pajita chupaba ese petróleo durante décadas. El shale, en cambio, consiste en sacar el petróleo que está metido adentro de las piedras. Hay que romper con un proceso muy complejo para sacarlo y declina más rápido. Requiere menos inversión inicial, pero declina más rápido. Son dos productos diferentes. Sacar el petróleo convencional que tiene Argentina es mucho más caro que hacer fracking y por eso todas las empresas se dedican a haber fracking. Ya se sabe que el fracking declina más rápido y en la medida que más se perfore va a declinar más rápido aún, pero a las empresas le están dando los números y por eso están avanzando. El declino ya está metido en los planes de negocio. Con este declino, las empresas hoy ganan plata. Por eso no veo un dilema. No hay dos opciones.
-¿Y eso no se podría revertir con más exploración en el segmento convencional?
-Lo del offshore fue un intento de buscar una alternativa, pero hasta ahora no tuvo éxito. Nadie puede decir que no hay petróleo convencional en ningún lugar de la Argentina, pero me resultaría raro porque las empresas han medido todo el terreno.
-YPF se está yendo de todas las áreas convencionales, incluso de aquellas, como Manantiales Behr, donde no pierde dinero. ¿Está bien lo que hace de poner el pie en el acelerador y salir cuánto antes de todo lo convencional?
-Qué no pierdan plata no quiere decir que no haya un costo de oportunidad por no usar esa plata para ir a otro lugar donde se puede ganar más. Así se manejan los negocios. La voluntad de YPF es irse del convencional, pero de algunas áreas no se puede ir porque nadie las quiere agarrar.
-Ante una baja de precios, la producción shale se derrumba mucho más rápido que el convencional. ¿Eso debería llevar al Estado a tratar de que el país no se recueste tanto sobre la producción shale y tratar de buscar una diversificación productiva?
-La dirigencia política no tiene mucho que opinar. El sector de Oil & Gas es el 4% del PBI. Es importante, pero es una porción pequeña. El shale se parece a la agricultura donde tenés que invertir cada año para cosechar cada año. Mientras la ecuación de precios se positiva eso va a seguir. No invertir ahora por si en el futuro el precio va a bajar no tiene ningún sentido económico.
Fuente: EconoJournal
