ExxonMobil

Hensley: "No podemos invertir sin la garantía de que podemos monetizar los recursos"

Así lo definió en el Shale Day de Houston la gerenta de Desarrollo para Bakken, Argentina & Central U.S de ExxonMobil.

Houston, Texas, EE.UU. Enviado especial - Tabitha Hensley, gerenta de Desarrollo para Bakken, Argentina & Central U.S de ExxonMobil, destacó los resultados los pozos puestos en producción hasta el momento, reveló que comenzaron con un proceso de flowback con un nuevo pozo y consideró que la falta de infraestructura es un condicionante vital para que la empresa estadounidense pueda monetizar sus recursos en Vaca Muerta

Hensley, en su conferencia en el Shale Day organizado por el IAPG Houston, destacó que durante 2021 y 2022 pudieron triplicar sus capacidades de producción "ampliándola de 3000 Kbd a 10000Kbd", y destacó "Nuestra producción total actual sobre la base de nuestro equivalente de petróleo es de aproximadamente 14.000 barriles".

Además, la directiva responsable de la cuenca neuquina informó que Exxon pudo completar con éxito "la campaña de perforación en nuestro Bajo del Choique (BdC) Pad 2, que queda pendiente de completar. Además el fin de semana pasado, comenzamos el proceso de flowing back de nuestros primeros pozos en el pad 5A, que nos permitirá obtener datos de producción importantes. Además comenzamos el con el diseño de un desarrollo de capital eficiente y con la evaluación de planes para la instalación de plantas modulares y el diseñar ductos para evacuar la producción y expandir la capacidad del bloque".

En relación a la productividad de los pozos, Hensley detalló que los "resultados excepcionales" del pad BcD 1A proviene del estrato Titoniano 6 y 7. "Y si comparamos la producción de esos pozos de los pads 1A y 1B con los mejores pozos de petróleo en la cuenca -continuó Hensley- se puede ver desde una perspectiva de petróleo acumulado que son los mejores. Hay que señalar también que nuestro pozo 10 es realmente sobresaliente, incluso por encima de todos los demás pozos que se han perforado en la cuenca hasta la fecha. Ese pozo acumuló en el último año unos 800.000 barriles".

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Los Toldos I Sur, otra de las áreas de ExxonMobil en Vaca Muerta.

Los Toldos I Sur, otra de las áreas de ExxonMobil en Vaca Muerta.

En relación a este pozo, la directiva reveló que el pozo se encuentra limitado (choked) por falta de infraestructura de evacuación. "Además, los otros pozos que tenemos en ese pad, 11 to 14H tienen terminaciones similares, todos tienen la misma longitud lateral de 3000 metros, y esencialmente, creemos que esos pozos son igualmente capaces de producir tan bien como el 10 H, pero también están significativamente obstruidos debido a la restricción de evacuación", indicó.

Hensley agregó que actualmente la compañía tiene una capacidad de procesamiento de 10 a 11 Kbd, "por lo que estamos tratando de administrar toda esa excelente producción a través de las instalaciones que tenemos y otras opciones de evacuación".

Diseño y exploración

El diseño de 6 pozos por pad constituye para Exxon "prueba de espaciado muy importante para comprender cuál es la cantidad correcta de pozos por pad para desarrollar el óptimo, asegurarnos de que no haya mucha interferencia y obtener el EUR más alto. Entonces, esta plataforma en particular, así como las plataformas 5A y 2B, nos pueden brindar información sobre cual es el mejor y más óptimo diseño de terminación".

Hensley consideró que la experiencia acumulada en Permian le permiten a Exxon aprovechar las ventajas competitivas que ellos representa para poder impulsarán "crecimiento eficiente". Sin embargo, reiteró que "es la inversión temprana en infraestructura la que establece la base de eficiencia a largo plazo. Y cuando digo infraestructura, no solo me refiero a las instalaciones o plantas de compresión o EPF pad facilites, me refiero a la ecuación de infraestructura más grande hasta el final para monetizar completamente todo el gas (además del crudo) que proviene de nuestra producción".

Hensley consideró que todo lo que aún queda por explorar en la formación Vaca Muerta, "que es parecido a lo que se encuentra en Permian" en término de zonas orgánicas enriquecidas, "permiten evaluar una plan de desarrollo optimizado y luego comenzamos a explorar oportunidades adicionales, pero con el mismo conjunto de instalaciones de superficie para minimizar la huella de carbono en la cuenca. Además, una de las cosas que hemos podido lograr en el Permian con todos los recursos dedicados que ponemos es una reducción significativa de los costos operativos, lo que impulsa nuestra eficiencia y rendimiento".

Hensley enfatizó los logros alcanzados en la fase temprana de desarrollo de BdC. "El bloque tiene aproximadamente 100,000 acres brutos. Eso es muy grande. La cantidad de heterogeneidad del subsuelo aún no se conoce. Así que realmente estoy tratando de asegurarme es de obtener la información correcta sobre las rocas del subsuelo. La prueba de espaciado de los pozos busca optimizar y reducir nuestro conteo de pozos para que sea lo más bajo posible y aún así mantener el EoR máximo y el valor máximo sobre la inversión sea lo más alto posible", describió.

Finalmente Hensley explicó que Permian permitió a Exxon aprender a "hacer coincidir nuestros planes de desarrollo optimizados y garantizar que tengamos una extracción adecuada de petróleo, gas y agua antes de un desarrollo a gran escala. No queremos dejar los recursos en el suelo sin tener la capacidad de evacuar y monetizar eso. Es un desperdicio y por eso queremos minimizar eso tanto como sea posible. Podemos hacer ambas cosas en paralelo, ambas pueden suceder en paralelo, pero es muy importante. Para hacer coincidir esa inversión con la monetización del recurso".

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