Con socios internacionales, el presente del petróleo para YPF es la zona de Añelo, Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur, mientras el foco en gas está en Rincón del Mangrullo y Aguada de la Arena, y en sociedad con otros operadores en Aguada Pichana Este y Oeste.
La producción de gas de la compañía YPF se incrementó en un 135% en los últimos cuatro meses, y ya llega a los 14 millones de metros cúbicos diarios, a partir de la implementación del plan de estímulo gubernamental Gas.Ar, destacó hoy Guillermina Sagasti, gerente de Geociencias y Reservorios No Convencionales de la petrolera con mayoría de capital estatal.
Sagasti señaló, durante un encuentro organizado por el diario Ámbito Financiero, que “se piensa mucho en gas por los enormes recursos del subsuelo y porque es el combustible de la transición, pero hay una gran apuesta también en el petróleo”. En ese sentido, precisó que “YPF produce hoy 114.000 barriles diarios, que es un 35% más que a comienzos de año”. Remarcó asimismo que la empresa “está apostando al crecimiento en la producción de gas y petróleo y tiene previsto para 2022 un aumento de 30% en su producción global, con inversiones en Vaca Muerta que estarían en los US$ 1.600 millones”.
Sagasti precisó que en la formación neuquina de hidrocarburos no convencionales, cuya extensión geográfica es de unos 22.00 km2, “tenemos tres ventanas de fluido: petróleo, de transición (gas condensado) y gas seco, y en las tres YPF tiene posición y desarrollos masivos en curso”.
“El presente del petróleo para YPF es la zona de Añelo, Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur, con socios internacionales, Shell, Equinor, Petronas, Chevron, mientras el foco en gas está en Rincón del Mangrullo y Aguada de la Arena, con YPF al 100%, y además somos socios con otros operadores en Aguada Pichana Este y Oeste (Total, Pan American, Wintershall)”, detalló Sagasti.
Recordó luego que “hace un par de semanas firmamos una concesión de explotación no convencional en el norte de la cuenca, cerca de Rincón de los Sauces, en el bloque Bajo del Toro Norte, con Equinor, donde está la semilla para comenzar otro nuevo hub de petróleo”. Vecino a este bloque, continuó, hay otro bloque que se llama Narambuena, donde “estamos con Chevron en el estadío de delineamiento del reservorio”.
“Para el año que viene hay planes de perforar pozos exploratorios en un bloque que tenemos con Pluspetrol, y en otros bloques más al centro de la cuenca”, adelantó.
La directiva destacó la “gran oportunidad” para la Argentina, “en la medida en que podamos generar condiciones para la exportación a países vecinos y de llegar con el GNL (gas natural licuado) más allá de los límites de América Latina”.
“Lo ideal sería tener una producción de gas permanente, en el invierno lo consumimos nosotros y en verano lo exportamos”, si bien eso requiere “una fuerte inversión para desarrollar los ductos y poner en marcha las producciones”.
Sagasti afirmó que “traer divisas nos va a equilibrar la balanza y destinarlas al desarrollo de tecnología limpia, para lo cual ya YPF tiene proyectos de litio y de hidrógeno con Y-Tec, la rama tecnológica de la compañía”.
Destacó luego que “gracias a la eficiencia operativa se han logrado costos muy competitivos”, sobre lo cual comentó que “en el último trimestre fracturamos el pozo más largo de la cuenca, 4.115 metros (cuando inicialmente eran de mil metros) lo que eleva la producción y el rendimiento de las inversiones”. Del mismo modo, las etapas de fractura al comienzo, diez años atrás, no llegaban a una por día y en la actualidad son diez, concluyó Sagasti.
