La presentación del directivo, como es costumbre, corrió por cuenta de Oscar Vicente, presidente de la entidad, que lo convocó con una propuesta bien concreta: dar a conocer los últimos avances de la petrolera presidida por Miguel Galuccio en Vaca Muerta. Durante algo más de 45 minutos Giliberti desplegó una sólida exposición.

Y salió airoso de la ronda final de preguntas a cargo de algunos de los asistentes, que indagaron sobre la producción y rentabilidad de los desarrollos no convencionales de la mayor compañía del upstream local de hidrocarburos. El directivo señaló que en la actualidad existen 245 pozos activos en Vaca Muerta, que producen algo más de 25.000 barriles equivalentes de petróleo (bep).

Son, en rigor, 18.000 barriles diarios de crudo y 1,3 millón de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas, en su gran mayoría del play que conforman Loma Campana y Loma La Lata Norte, donde YPF lleva adelante el primer desarrollo masivo de shale oil y shale gas con Chevron. El Inversor Online fue el único medio presente en el evento.

Giliberti trazó un paralelismo con Eagle Ford, uno de las formaciones shale de EE.UU. que por su composición es comparada con Vaca Muerta. En ese sentido, indicó que YPF alcanzó su nivel actual de producción no convencional empleando casi la misma cantidad de equipos de perforación que se utilizaron en el play norteamericano. “La inversión que les demandó a las empresas de EE.UU. que comenzaron la explotación de Eagle Ford es similar a la que ejecutamos nosotros”, precisó.

Aún así, las distancias con Eagle Ford son abismales. Produce en la actualidad alrededor de 640.000 barriles diarios de petróleo, es decir, más que toda la oferta de crudo de la Argentina (540.000 barriles). “Para alcanzar ese volumen tuvieron que invertir US$ 48.000 millones”, afirmó Giliberti.

YPF tiene activos 27 unidades de drilling en sus proyectos no convencionales. Representan un 75% de los equipos operativos en toda la industria shale (36). El ejecutivo –que retornó al país tras la reestatización de la compañía en mayo de 2012- advirtió que “todavía estamos atravesando la etapa embrionaria” en Vaca Muerta, optimizando los procesos y métodos de perforación en la formación neuquina.

En cuanto a los pozos verticales, comentó que la empresa sigue realizando análisis petrofísicos y geológicos en post de encontrar áreas de mejor permeabilidad para colocar la fractura hidráulica. “Estamos en la tercera etapa de perforación de pozos verticales. Hemos modificado diseños de fractura en función de la calidad de la roca. También evaluamos la inyección de distintas cantidades de arena, lo que nos permitió incrementar la acumulada de esta última tanda de pozos verticales en 16.000 barriles de petróleo”, destacó el directivo.

“Al mismo tiempo, a partir de la diversificación de proveedores de arenas, logramos bajar el costo de ese producto en un 30%. Antes concentrábamos en un proveedor, hoy tenemos cinco”, añadió. YPF detectó en la zona oeste de Loma Campana una serie de sweet spot, tal como se conoce en la industria a los lugares de mejor rendimiento productivo.

Allí están trabajando tres equipos de perforación bajo el formato de path drilling para generar un cluster productivo. Al mismo tiempo, destinó cuatro equipos de perforación a explotar el potencial de la ventana de gas emplazada en el extremo oeste de Vaca Muerta. “Este año vamos a invertir US$ 1800 millones en Vaca Muerta, más de cuatro veces más que en 2012 (380 millones)”, aseguró Giliberti. Este año se colocarán 200 nuevos pozos en el proyecto.

Ya en la ronda final de preguntas de los asistentes, Eduardo Barreiro, consultor en hidrocarburos, sostuvo que, según los datos actualizados a junio de este año que publica la Secretaría de Energía, existían 280 pozos perforados en Loma Campana con una producción media de 63 barriles diarios de crudo. Y sobre esa base consultó a Giliberti sobre la rentabilidad del proyecto emplazado en Vaca Muerta.

“El proyecto que encaramos en Loma Campana con Chevron prevé la perforación total de 1400 pozos. Hay cinco sesiones distintas de perforación de pozos en el play y cada una tiene medias de producción variantes. Nosotros pensamos la rentabilidad a futuro. Si tomáramos los números que presentás (por Barreiro) nunca hubiéramos invertido porque la acumulada no parece ser suficiente. Pero los proyectos son rentables a largo plazo”, respondió Giliberti. “De hecho, si computaras el promedio de producción de los últimos 15 pozos que perforamos quizás te preguntarías si no tenemos una máquina de hacer dinero”, planteó.

Inmediatamente después, Carlos Grimaldi, director de Medanito, indagó sobre cómo lidia YPF con la presión política del Gobierno para mostrar resultados favorables en Vaca Muerta. Sereno, Giliberti recogió el guante: “Esta es mi segunda etapa en YPF, pero en toda mi carrera en esta compañía siempre existió la presión de bancar el ritmo de la industria. Siempre tenemos el peso y la responsabilidad de llegar antes a las oportunidades. No es una novedad”. “Sabemos que hay otras agendas pero eso no nos tuerce el rumbo”, enfatizó.

Y cerró –al igual que Galuccio en su presentación del año pasado- con un mensaje desafiante para el resto de la industria. “Que Vaca Muerta se convierta en una cuenca productora de shale oil y shale gas depende de la integración de los diferentes players. No alcanza con una sola compañía”, advirtió, antes de concluir: “YPF no puede hacerse cargo de todo el mercado. Si el resto de las petroleras adquiere un ritmo de inversión es probable que en cinco años alcancemos un nivel de producción pujante”.