YPF en Santa Cruz, entre el ajuste y las expectativas por el shale oil

La operadora de bandera apunta a alcanzar una adenda en Santa Cruz, tal como hizo en Neuquén y Chubut. Las negociaciones en curso con el Sindicato de Petroleros Privados y el Ejecutivo de esa provincia están orientadas a disminuir los costos de desarrollo, el gasto operativo y los valores fiscales. "El punto es hacerlo en el menor tiempo posible", dicen desde YPF. Mientras tanto, las expectativas están puestas en el Pozo 2662 de shale oil, el cual pretenden fracturar antes de fin de año y que dé buenos resultados, abriendo una nueva expectativa para la región y la corporación.

(enviado especial)

En la Torre que YPF tiene en Buenos Aires, en Puerto Madero, el vicepresidente de Upstrem, ingeniero Industrial Santiago Martínez Tanoria, brindó el viernes una entrevista a 9 periodistas de la Cuenca del Golfo San Jorge, con el fin de referirse al trabajo que la compañía pretende realizar en Santa Cruz y las perspectivas a corto plazo. Fue a solo dos semanas de que trascendiera la posibilidad de que YPF abandonara esa provincia.
En el encuentro donde estuvo presente El Patagónico, Martínez Tanoria ratificó que la operadora mantendrá sus inversiones en Santa Cruz, pero realizará un ajuste sobre los costos que demanda la explotación de un pozo petrolero con el objetivo de mantener los niveles de producción, tal como ya hizo en Neuquén y Chubut, con una adenda que apunta a la flexibilización laboral y a la optimización de la explotación.
"Estoy convencido de que en Santa Cruz hay petróleo. La provincia claramente tiene oportunidades de seguir extrayendo petróleo de sus cuencas. El desafío es ver los costos", dijo Martínez Tanoria, quien fue gerente de la Regional Mendoza hasta hace poco.
"Hoy estamos en negativo", sostuvo el ingeniero industrial en relación a los costos que demanda producir en Santa Cruz y a las ganancias en base a un barril de petróleo fijado en 47 dólares. Y en ese sentido, explicó que la compañía está trabajando junto al Ejecutivo provincial y al Sindicato de Petróleo y Gas Privado que dirige Claudio Vidal para disminuir los tres valores de la cadena de costos: el desarrollo; diferencia entre la inversión que demanda realizar el pozo y la proyección de su explotación; el costo operativo, es decir lo que cuesta llevar el petrolero hasta el reservorio y su traslado a la refinería; y el gasto fiscal que incluye impuestos y regalías que se transfieren al Estado Nacional, las provincias y los municipios.

NEGOCIACIONES AVANZADAS

A cinco meses de 2018, las negociaciones continúan y van por buen puerto, señaló Martínez Tanoria. "Gremios y Provincia comparten la preocupación. Están todos ayudando para revertir la solución. Tenemos que entender como industria cuál es la situación en la que estamos. Los sindicatos tienen una labor difícil. El punto es hacerlo en el menor tiempo posible", aseguró.
Para el vicepresidente la dificultad que tiene Santa Cruz son los niveles de producción de los pozos en relación a otras cuencas". Para ejemplificarlo señaló que "en promedio, un pozo de Santa Cruz en relación a uno de Chubut puede tener hasta un 15% menos de productividad y en la cuenca neuquina puede ser hasta el doble".

EXPECTATIVAS EN EL SHAILE OIL

Lo cierto es que durante el encuentro no hubo precisiones respecto de la producción en Santa Cruz y tampoco se especificaron cuáles son los valores que se pretenden ajustar en una provincia donde todos los equipos de perforación están parados y hay 17 pozos exploratorios realizados en los últimos cuatro años.
No obstante, desde la operadora aseguran que las expectativas apuntan "a objetivos más profundos", superiores a los 3.000 metros que abren "un nuevo horizonte de desarrollo para la compañía", aunque por el momento las diferentes exploraciones realizadas tuvieron "un muy arranque" de producción, pero "un rápido declive".
En ese sentido el geólogo Claudio Haring, gerente ejecutivo de Exploración que también participó del encuentro con periodistas, aseguró que "hay una necesidad de entender cómo se comportan las rocas, y ratificó que una de las grandes apuestas es el Pozo 2662 en Los Perales, que tiene una profundidad de 4.635 metros. "Si tiene al menos un comportamiento adecuado al nivel de productividad, abriría una nueva expectativa. Sería el principal objetivo de producción de gas para lo que es la Cuenca del Golfo San Jorge", dijo Haring.
El objetivo de YPF es fracturar el pozo antes de fin de año, pero desde la compañía no se atreven a dimensionar cuáles serán sus resultados, aunque "las expectativas son buenas", dijo Haring, señalando que es el pozo más caro que tiene YPF en los últimos dos años en todo el país, con una inversión superior a los 40 millones de dólares.
"No hay ningún pozo del shaile de la cuenca neuquina que haya demandado este esfuerzo. Afortunadamente pudimos tener una primera aproximación al grado de fracturación que requiere la roca, pero estamos en el proceso de procesar la información que obtuvimos, que se hace con una prefractura. Llegamos casi a las 12 mil libras, lo cual no es menor, y con eso la idea es programar, tener todo el equipamiento que no está en la provincia, pero que está en Neuquén y ver el agua que vamos a necesitar, la calidad de arena que hay que usar y que no tenemos en el país", detalló.
"La idea que tenemos es fracturarlo antes de fin de año. Tener la primera apertura, la primera respuesta del pozo. Pero hay que prepararse porque una vez que empiece no se puede parar. Las expectativas son buenas; es distinto a lo que vimos hasta ahora. Si tenemos resultados positivos, creo que abre un panorama alentador para la compañía, para la provincia y para la cuenca", sentenció, aclarando que no será Loma La Lata, el yacimiento neuquino de gas que hace tres décadas revolucionó la matriz energética de la Argentina.




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