En los últimos años, las operadoras han cosechado importantes avances en la reducción de costos de Vaca Muerta, en la medida que fueron extendiendo el alcance de las perforaciones horizontales hasta los límites técnicos de los equipos y han aumentado las etapas de fractura y la productividad.
La compañía con mayor actividad y que más ha evolucionado es YPF. En Loma Campana, el principal campo productor de shale oil de la cuenca, la petrolera tenía un costo de desarrollo de u$s 34 por barril en 2015. Un año después logró una significativa reducción al llegar a los u$s 18. Mientras que en 2017 se ubicó en torno a los u$s 15, el año pasado descendió a u$s 11, y en el primer cuatrimestre de este año ya se ubica en torno a los u$s 9, de acuerdo con los cálculos realizados por la compañía en base a las nuevas estimaciones de los recursos recuperados. El objetivo es llegar a los u$s 8 a fin de año, para acumular una baja del 76% con respecto a cuatro años atrás.
Según las últimas presentaciones de YPF a los inversores, en La Amarga Chica, otra de las áreas en etapa de desarrollo, en 2016 el costo se ubicaba en u$s 20, y este año ya está un 40% por debajo, es decir, unos u$s 12.
La mejora continua que muestra la compañía se sostiene en tres pilares: la realización de pozos más largos (ya perfora pozos de 4000 metros de rama lateral), la geonavegación que permite aterrizar las perforaciones en el segmento más productivo de la roca y el modo factoría, es decir, tener una receta para hacer los pozos de forma repetitiva mejorando la eficiencia de las operaciones.
Si bien YPF, por su nivel de actividad, es la compañía que muestra mayores avances, las demás operadoras también han logrado reducir los costos.
Vista Oil & Gas, la petrolera conducida por Miguel Galuccio, inició sus operaciones este año en el shale neuquino y con sus primeros ocho pozos ya logró importantes avances. En el segundo pad, la petrolera mejoró la eficiencia, al alcanzar un promedio de 221 metros diarios de perforación, con respecto a una media de 145 metros diarios registrados en los primeros pozos.
También tuvo una sensible mejora en la etapa de completación al aumentar las etapas promedio de fracturas diarias de 5 a 7,6, lo que representa una suba del 52%.
Otras operadoras
Vista informó que, como resultado, el costo de perforación y completación promedio por pozo se redujo de u$s 13,8 millones a u$s 12,6 millones. El ahorro se produjo, fundamentalmente, por la reducción en los costos por fractura desde u$s 220 mil en el primer pad a u$s 200 mil en el segundo.
La compañía de Galuccio tuvo en el segundo trimestre de 2019 un lifting cost de entre u$s 11,8 y u$s 12,6 por barril del petróleo equivalente en comparación con los u$s 14,1 del mismo periodo de 2018.
La baja fue impulsada principalmente por la redimensión del tamaño de las operaciones, las renegociaciones de contratos, la implementación del modelo de contratación “one-team” y el aumento de la eficiencia en las operaciones, junto con las sinergias generadas entre la base de los activos convencional y el inicio de la actividad en Vaca Muerta en el bloque Bajada del Palo Oeste.
Otras compañías, como Shell, arrancaron con costos de perforación y completación de pozos en torno a los u$s 15 millones y hoy se ubican un 50% abajo, tras replicar en Neuquén el aprendizaje de formaciones no convencionales de Estados Unidos y Canadá.