Juan Manuel Ardito, vicepresidente de No Convencional de YPF

“El proyecto que tenemos en Vaca Muerta es el más importante que tiene Argentina”

El vicepresidente de No Convencional de YPF habló del impacto del desarrollo shale para el país y describió la hoja de ruta del despegue de la producción.

 “El proyecto que tenemos en Vaca Muerta es el más importante que tiene Argentina”
Juan Manuel Ardito, el vicepresidente de no convencional de YPF.
Juan Manuel Ardito, el vicepresidente de no convencional de YPF.

 “El proyecto que tenemos en Vaca Muerta es el más importante que tenemos en Argentina”. Juan Manuel Ardito, es desde hace 25 días el vicepresidente de No Convencional de YPF, la empresa precursora de los desarrollos shale en Argentina. Así se refiere al presente y el futuro del puñado de bloques desde los que el país podría comenzar a modificar su estructura económica.  

En un diálogo con Mejor Energía, habló de la hoja de ruta de la petrolera al candor de los anuncios del gobierno nacional que podrían imponer una aceleración del gas y el petróleo en el corto y mediano plazo desde los yacimientos en cercanías de Añelo. En una oficina de la petrolera en Neuquén, compartió su mirada sobre la actualidad del sector, el desafío de las obras de transporte, y la expansión del núcleo central no convencional de la empresa hacia los nuevos yacimientos que necesitará desarrollar para sostener el crecimiento.

- ¿Qué márgenes hay para seguir creciendo en producción con las restricciones de transporte?  

- Sin dudas las infraestructura de evacuación de petróleo y gas está en la prioridad de la agenda. Son muy buenas noticias ver las obras que se empiezan a anunciar y concretar. Por ejemplo, pusimos en marcha la obra del oleoducto Vaca Muerta Norte que va a vincular La Amarga Chica con el norte de la provincia, con Puesto Hernández. Nos va a permitir agregar unos 160 mil barriles día internos de transporte, y poder empezar a llegar a Chile con crudo en el primer trimestre del año que viene.

Por supuesto, también el plan de duplicar de Oldelval, con quien trabajamos mutuamente todo el tiempo, la ampliación del sistema de evacuación de crudo que va a ser necesaria hacia el Golfo de San Matías (Río Negro) que va a incrementar en un 30% la capacidad de evacuación de la Cuenca, con 1200 millones de dólares de inversión. En gas, también con las obras que son necesarias para seguir monetizando y poniendo en valor los proyectos, al igual que el GNL y la posibilidad de exportar. Nuestros planes implican acompañar esos saltos de capacidad con crecimiento. Que el desarrollo de nuestros bloques, en función de las fechas de esos hitos, vayan escalando. En el 2022 vamos a incrementar, en producción neta de YPF no convencional, 45% en petróleo y 25% en gas, en la comparación 2021/2022; es producción operada nuestra y no operada.

-¿Y de qué bloques va a salir principalmente esa producción? ¿hay algunos que empiezan a ser parte del núcleo central de YPF en Vaca Muerta?

-Venimos creciendo de la mano del desarrollo de nuestro hub core, con los tres bloques principales en fase de desarrollo, Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur. Lo estamos acompañando con actividad de delineación, con el resto de los bloques de petróleo que tenemos, como Aguada del Chañar, y al norte de la provincia Bajo del Toro-Naranbuena, estamos perforando también en Loma Amarilla para entender la productividad de esa zona.

Necesitamos acompañar el desarrollo del hube core con actividad extra en los bloques en visión del crecimiento que va a tener YPF en 5 años. 

Ya tenemos dos pozos en marcha en Aguada del Chañar, con muy buena productividad. Y antes de fin de año vamos a conectar otros cuatro, que ya los terminamos de fracturar. 

- ¿Y hacia el Atlántico, cuáles son los plazos para ese plan de exportación que tiene YPF en la costa de Río Negro?

-Sin dudas el mundo va a necesitar energía. Vaca Muerta tiene la posibilidad de convertirse en la solución que el mundo necesita en términos de energía sustentables. Podemos poner barriles en el mundo y de bajo contenido de CO2 equivalente, que es algo que el mundo necesita. Para eso necesitamos la infraestructura, este proyecto de ampliación hacia el Golfo San Matías, es algo que necesitamos en el mediano plazo, estamos hablando en una ventana de no más de 5 años. Teniendo en cuenta los otros proyectos de ampliación de capacidad que están dando vuelta. 

"Podemos poner barriles en el mundo y de bajo contenido de CO2 equivalente, que es algo que el mundo necesita".

-¿Y hacia Chile?

- Las tareas de la confirmación de la integridad del ducto (OTASA) ya empezaron. Se terminó la primera corrida del scraper calibrador, y ahora se corre el scraper inteligente (herramientas de verificación del oleoducto) para tener los reportes. El objetivo es que el oleoducto esté en marcha el primer trimestre del año que viene. Estamos apuntando a que sea lo antes posible en ese período. En esa ventana, el caño de OTASA estaría en condiciones de recibir crudo.

- ¿Qué aceleración adicional les imponen los llamados a las nuevas convocatorias del Plan Gas que hará el gobierno nacional? 

- Estos anuncios son muy buenas noticias para la industria, porque dan certidumbre y hacen que las empresas empiecen a tomar decisiones para poner en valor los bloques de gas. Yendo un poco atrás, en el 2020, con el Plan Gas.Ar, duplicamos la producción de shale gas en poco tiempo, con estos nuevos anuncios del gasoducto Néstor Kirchner para el invierno que viene se abre una nueva ventana de demanda de la cual vamos por supuesto a participar, y queremos liderar ese crecimiento. Ya lanzamos todo lo que está asociado a la etapa constructiva de pozos, probablemente necesitemos facilities, hay inversiones destinadas en nuestros planes del 2023 para desarrollar nuestros bloques de gas, vamos a continuar desarrollando los bloques de gas más relevantes que tenemos: Rincón del Mangrullo, Aguada de la Arena.También La Ribera y El Orejano, esos son nuestros cuatro bloques operados, para hacer foco con actividad de perforación y terminación de pozos y adecuación y construcción de nuevas facilities, para inyectar el gas y cubrir la demanda del Néstor Kirchner. 

- ¿Y el gas para el GNL? ¿Qué escenario impone en el upstream?

- Por supuesto hacia futuro, todo lo que es GNL, abre un capítulo nuevo. Haber firmado este acuerdo con Petronas, que considero que también llega por los buenos resultados que logramos en La Amarga Chica, donde llevamos invertidos más de 2000 millones de dólares y es un bloque que produce unos 40 mil barriles de petróleo por día; esos buenos resultados permitieron un vínculo y una confianza, que permitieron que un grande como Petronas, un gigante en LNG venga a invertir en Argentina. Abre un capítulo nuevo, vamos a necesitar más capacidad de transporte, posiblemente nuevos gasoductos, la terminal de licuado y de carga, y estamos hablando de volúmenes de mercado significativamente mayores, que van a implicar continuar hacia adelante con los desarrollos.

- ¿Qué es lo primero en el proyecto y en el terreno respecto del GNL?

- Es un estudio en conjunto de cómo luce toda la cadena. Desde el upstream hasta el licuado y el transporte. Con un cronograma de tiempo estimativo, una análisis de cuáles son los trabajos y las inversiones estimadas en cada una de esas fases, así que básicamente es entender el upstream, de dónde va a salir el gas necesario para licuar y exportar, cuáles son las obras de midstream necesarias para exportarlo y qué alternativas hay en términos de infraestructura para adelantar lo máximo posible el proyecto de GNL. 

- ¿Es posible que se asocien con otras empresas para poder licuar gas? 

- El acuerdo es con Petronas. En YPF la verdad es que, yendo al upstream, estamos con un montón de socios de primer nivel. En delineación, siempre estamos evaluando alternativas. Y probablemente para un proyecto de esta envergadura del GNL, del potencial que puede tener, estamos abiertos a que estén otros jugadores. 

-¿Cuáles son los pasos intermedios de este proyecto?  

-Lo que buscamos es saber cuánto podemos acelerar el proyecto con las distintas alternativas tecnológicas que hay hoy en el mercado. 

-Si se termina cumpliendo en su totalidad, implicaría un salto de magnitud desconocida. ¿Cómo se imagina ese contexto?

- La verdad es que estamos transitando esa frontera en la que hoy Vaca Muerta empieza a salir al mundo. Y si escalamos la producción, eso se va a multiplicar. Cuando empezamos a poner sobre la mesa los proyectos exportadores que potencialmente tiene Vaca Muerta, son excelentes noticias porque entre los proyectos de gas y petróleo, hablamos de construir un nuevo complejo sojero. Implicaría 25 mil, 30 mil millones de dólares de ingresos de divisas al año, teniendo en cuenta la potencialidad de Vaca Muerta, realmente es energía que sale al mundo y disponibilidad de divisas para Argentina, tan necesaria.

-¿Y el escenario político? ¿Parecieran estar los consensos?

-Sin lugar a dudas una economía y una sociedad sin energía no se puede desarrollar. Entonces, como sector eso lo tenemos que tener muy presente. Que el desarrollo de la energía es fundamental para cualquier sociedad. Ahí tenemos una oportunidad enorme, en el último tiempo se han dado buenas señales. Con lo que venimos hablando de la extensión del Plan Gas, del gasoducto nuevo, de la concesión de Oldelval, que esté en carpeta cómo buscar alternativas para agilizar la importación de bienes, que estemos hablando de qué mecanismos hay para girar divisas, eso es muy buena señal para la industria. Da la pauta de que el tema energético y Vaca Muerta es fundamental para el futuro local y del país. Lo celebro y entiendo que está muy claro que el proyecto que tenemos en Vaca Muerta es el más importante que tiene Argentina y creo que hay una visión común respecto a ese tema. 

-¿Con cuántos pozos perforados terminan este año?

-La productividad que tenemos es incluso mejor que otras rocas del mundo, en términos de costos la verdad estamos teniendo muy buena performance, en perforación y terminación; en terminación en agosto logramos ejecutar 754 fracturas en un mes, con tres sets de fractura, en dos sets hicimos más de 270 etapas, números que hace un año eran inimaginables. 

Lo bueno es que es sostenible en el tiempo, más allá del récord puntual nos interesa mantener esa consistencia. Eso es lo que nos permite bajar costos e ir incorporando actividad. Este año vamos a cerrar con 150 pozos perforados aproximadamente, de la parte operada. El año que viene, y como lo vemos hacia adelante, vamos a crecer en pozos perforados y pozos fracturados, en pozos enganchados. También estamos este año terminando la ampliación de una de las plantas de tratamiento de crudo que tenemos en La Amarga Chica, estamos finalizando la inclusión de un módulo adicional de 4000 m3 de petróleo. Para finales de este año, principios del año que viene, también estaríamos poniendo en marcha la PTC Bandurria Sur, así que ya tendríamos tres plantas de tratamiento de crudo en no convencional. Todo ese crecimiento de infraestructura es lo que va acompañando la perforación de pozos y la buena productividad que tenemos. 

-En shale oil, ¿qué desarrollos se están sumando a los bloques centrales de la operación?

-Sin lugar a dudas, al desarrollo del hub core lo tenemos que acompañar con el desarrollo de otras áreas donde hoy estamos en fase de delineación, por ejemplo en Narambuena con Chevron y en Bajo del Toro con Equinor, ahí tenemos pozos no convencionales en producción y planes de seguir terminando y perforando pozos. En Aguada del Chañar, que es un yacimiento pegado al triángulo norte de La Amarga Chica, ya tenemos dos pozos en producción de buena productividad, estamos fracturando cuatro más y los vamos a poner en servicio a fin de año; estamos perforando en Loma Amarilla, que es un bloque donde tenemos buenas expectativas de productividad, estamos perforando dos locaciones de dos pozos. Y en la zona del sur de Los Lagos, acabamos de terminar de fracturar el segundo de dos pozos y también lo vamos a poner en marcha este año. Toda esa actividad alrededor del hub core es la que está sucediendo.

-¿Los pozos son tan buenos como en los tres bloques principales de YPF?

- La productividad de Aguada del Chañar es asimilable a la de las mejores productividades del hube core. También vemos muy buenas productividades al norte de la provincia, en Bajo del Toro y Narambuena. Y en Las Lajas Este o sur de Los Lagos, vamos a conectar los primeros dos pozos. Pero con los pozos exploratorios que hemos hecho, tenemos muy buenas perspectivas. Todo arma un portafolio muy bueno.

 

 

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