Horacio Turri, director Ejecutivo de E&P de Pampa Energía, participó el 26 de septiembre del Encuentro de los CEOs, desarrollado en la AOG 2017 que se celebra en La Rural de Buenos Aires y reúne a los principales exponentes de la industria petrolera.

En su disertación, Turri destacó que debido al desarrollo implementado en Estados Unidos,ya se cuenta con la innovación tecnológica para desarrollar Vaca Muerta y puso el acento en generar las condiciones para que esta tecnología llegue al país al menor costo posible.

El directivo de Pampa Energía se refirió al mercado de gas y recordó que Argentina importa un tercio de su demanda de gas natural en el invierno. “Si a eso le sumamos, lo que podría ser reemplazado por el gas natural el uso de líquidos, es un 45%. Eso representan miles de millones de dólares por año que estamos gastando en el exterior, en vez de volcar al mercado interno”, afirmó.

“Me pareció interesante, tomar un paralelismo entre lo que fue el desarrollo del shale gas en Estados Unidos y lo que podría ser en Argentina. ¿Por qué Estados Unidos? Porque es el lugar de más experiencia en la materia, con 300.000 pozos perforados y, para darles una de magnitud, cerca de 80.000 pozos horizontales, contra 200 que hay en nuestro país”, señaló.

“Estados Unidos no escapó a la situación que tuvimos en los últimos años. En los 70, Estados Unidos tenían 22 años de reservas de gas que declinaron a lo largo del tiempo y llegaron a mediados de los 80, con 8 años”, dijo.

“Eso se dio con la combinación de metodología tradicional de extracción y política de precios regulados, hasta que el gobierno americano decidió llevar adelante una serie de acciones para revertir esta situación”, indicó.

“Un cambio tuvo que ver con la desregulación de precios, que permitieron contratos de largo plazo. Adicionalmente, se establecieron marcos fiscales que incentivaban la inversión intensiva, que es lo que requieren este tipo de desarrollos”, agregó.

“Además, hubo una política muy importante a la investigación y al desarrollo de la industria petrolera. En el año 1974, se invirtieron 150 millones de dólares en investigación y desarrollo y en 1979, 1500 millones de dólares”, dijo.

“¿Cuál fue el resultado de ese cambio? Una gigantesca innovación tecnológica que devino en un aumento significativo de la productividad y una reducción muy grande de los costos. Hay cuatro pilares que surgieron de este cambio tecnológico: la perforación horizontal, con un gran desarrollo de la telemetría, para dirigir perforaciones horizontales desde la superficie”, dijo.

“Así empezó a desarrollarse la fractura masiva, cada vez más eficiente, el desarrollo fuerte de la sísmica 3D y su interpretación y también el mapeo de la microsísmica de la fractura que permitió entender cómo era la geometría de estas rocas sometidas a esfuerzos hidráulicos”, agregó.

“Esto permitió una enorme revolución en cuanto a la productividad de los pozos y el costo asociado. Esa tecnología ya está disponible y no debemos replicar ese esfuerzo y desarrollo, pero sí debemos dar las señales económicas correctas para el desarrollo de Vaca Muerta”, resaltó.

“Desde ese punto de vista, hay dos planos: precios correctos y plazos. Los plazos en Argentina implican certidumbre y la certidumbre, voluntad de inversión. El segundo punto tiene que ver con requerimientos fiscales y un marco impositivo que favorezca el desarrollo intensivo para el desarrollo de Vaca Muerta”, dijo.

“Por último y lo más importante, la posibilidad de destrabar la iniciativa privada, es decir, lograr que las compañías puedan avanzar rápidamente en la obtención de resultados concretos de sus inversiones”, señaló Turri.

“Digo esto porque existen ciertos cuellos de botella dentro de lo que es la industria que hacen que el desarrollo de Vaca Muerta este ralentizado. Como ejemplo, en Argentina hay 9 sets de fracturas, a un ritmo de 3 fracturas por día, podemos pensar que hay 27 fracturas por día, con equipos actuales. Esto es en un pozo de una rama de 2000 metros. Es decir que se puede hacer un pozo por día con todos los equipos de fractura que hay en Argentina, si todos trabajaran en forma continua y sin desperfectos”, afirmó.

“En términos de taladros, hay solamente 8 equipos capaces de perforar pozos de hasta 2000 metros de rama horizontal y tan solo 2, que permiten perforar ramas de hasta 3000 metros. Las ramas de 3000 metros, requieren de cabezales de 15000 psi y hay uno solo en el país”, dijo.

“Debiéramos entubar esos pozos de 3000 metros en 5 pulgadas y media, se requieren coil tubing de 2, 3 octavos y hay un solo equipo en el país. La tecnología existe, no tenemos que inventarla, debemos marcar las condiciones para que esa tecnología llegue a la Argentina, de la forma más rápida y barata posible y esté disponible para que la industria la pueda poner en juego”, indicó.

“Otro de los puntos a resaltar tiene que ver con la reducción de los costos en los pozos. La arena y el agua son componentes claves que representan alrededor del 10% del costo del pozo. También es cierto que si tomamos un pozo típico de rama horizontal, el 40% es costo de perforación y el 60% de completación y en ese 40 y 60, a su vez un 40 y un 50%, tienen que ver con el costo propio del equipo, es decir que la conjunción de la utilización de equipos de completación y perforación, representan el 50% del costo total del pozo”, dijo.

“Es ahí, donde hay que hacer un esfuerzo importante competencia de equipos y en flexibilización de la fuerza laboral que está asociada al uso de ese equipamiento”, afirmó.

“Otro tema que no quiero dejar de lado y representa un cuello de botella, tiene que ver con la expansión del midstream (transporte del fluido). Estamos mirando al subsuelo y la posibilidad de poner gas a disposición. Ese gas se debe tratar, comprimirlo y transportarlo a los centros de consumo. Hoy en día la capacidad permanente del Neuba II, está en los 15 millones de metros cúbicos, que es decir que es poco lo que nos queda por delante, hasta tomar la decisión de construir un nuevo caño que una al corazón de Vaca Muerta con el gran centro de consumo y esa es otra de las decisiones que vamos a tener que tomar en un plazo relativamente corto y que requerirá de una coordinación entra las compañías y el gobierno”, dijo.

“Por último, quería contarles cuáles serán los planes que tenemos como Pampa Energía. Llevamos poco más de un año luego de la compra de la ex Petrobras, que compramos debido a la diversidad y a la calidad del portafolio que tenían en tight y shale gas y en eso nos concentraremos, por lo menos en el sector del upstream (exploración y producción de petróleo y gas), fuertemente en los próximos años”, agregó.

“La idea es desarrollar con los socios de Exxon Mobil los bloques de Parva Negra y Sierra Chata y el bloque de El Mangrullo, en el que estamos solos, para lo cual hemos presentado sendos proyectos de inversión en la provincia de Neuquén que totalizan unos 700 millones de dólares en ambos casos, para los próximos cinco años”, agregó.