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No convencional

Cómo avanza la exploración de Pluspetrol en shale y litio

Pluspetrol, compañía de energía enfocada en la exploración y producción de hidrocarburos, publicó su 16° Informe de Sostenibilidad, correspondiente al período del 1 de enero al 31 de diciembre de 2023.

El documento fue elaborado siguiendo las normas del Global Reporting Initiative (GRI) y comunica los logros en materia ambiental, social y de gobernanza, poniendo de manifiesto la gestión interna y la mejora continua de la compañía.

De esta manera, Pluspetrol reafirmó su compromiso a través de un marco de sostenibilidad que integra su política de sostenibilidad y su propósito de compañía enfocada en el desarrollo energético sostenible con las tendencias globales en la materia.

La empresa estableció mecanismos de debida diligencia en derechos humanos y metas de gestión ambiental entre las que se destacan aquellas para reducir emisiones de dióxido de carbono, optimizar el consumo de agua dulce y gestionar la biodiversidad.

Adicionalmente, mantiene su compromiso con la seguridad operacional a través de su marco de seguridad de procesos, e impulsa iniciativas de desarrollo local en alianza con organismos públicos y organizaciones de la sociedad civil en las comunidades cercanas a las áreas que opera.

Pluspetrol en Argentina

En relación a la Unidad de Negocios Argentina, durante 2023 logró diferentes hitos, entre los que se destacan el trabajo de revisión y mejoras en el inventario de emisiones GEI.

Además, se elaboró el Road Map de Biodiversidad con acciones a implementar para alcanzar las metas establecidas por la organización rumbo al 2030.

También se implementaron diferentes proyectos de inversión social vinculados a los Ejes de la Estrategia de Responsabilidad Social de Argentina, y la ampliación del Programa de Desarrollo y Fortalecimiento de Proveedores Locales.

La exploración de Oil&Gas

Otro de los puntos que destaca el informe se basa en la exploración que encaró Pluspetrol en Argentina.

En las áreas offshore de la Cuenca Malvinas se avanzó en la identificación y evaluación de proyectos exploratorios, conformando un portfolio preliminar que será revisado con los productos sísmicos finales previstos para mediados del año 2024.

“Desde el punto de vista contractual, se logró la extensión del primer período exploratorio por dos años hasta octubre de 2025, y el cambio de compromiso de drop cores por reprocesamiento sísmico 3D de alta resolución”, consideró la compañía.

“Este cambio de actividad implica un mayor valor técnico para la definición del potencial prospectivo, y representa un ahorro significativo en el costo de ejecución respecto del compromiso original”, agregó.

En materia onshore, la empresa sigue con sus planes de acelerar en el no convencional. En el bloque Las Tacanas se perforaron y terminaron los dos pozos planificados y en el área Aguada Villanueva se perforaron otros dos pozos.

Además, se perforaron otros dos pozos en el bloque Meseta Buena Esperanza y la terminación de los mismos junto a los dos pozos de Aguada Villanueva se realizarán durante el mismo año.

El ensayo de los seis pozos mencionados será a través de gasoductos que llevarán la producción de los tres bloques a la Planta de Loma Negra, operada por YPF.

La compañía también informó que, durante el año 2023 se iniciaron trabajos en el tramo del gasoducto de Las Tacanas a Aguada Villanueva, y la instalación de la TPF (Temporary Production Facility) en este último bloque, donde se centralizará la producción de las tres áreas.

El papel del litio

Litica Resources es la empresa subsidiaria de Pluspetrol que se encarga de las operaciones de litio. La compañía presentó el informe de impacto ambiental de Mina Huancar para obtener el permiso ambiental correspondiente ante el Gobierno de Jujuy.

Además, finalizó el relevamiento participativo de las líneas de base arqueológica y ambiental de las minas Quepentes y Raras, dando de esta manera inicio a la primera fase de la campaña de exploración de tierras raras.

Durante 2023 se completó la perforación de 23 pozos para producción, 25 pozos estratigráficos, 23 pozos piezométricos y 15 pozos productores de agua fresca en los activos Río Grande, Arizaro norte y sur y Pocitos.

Adicionalmente, en el activo Río Grande se completó el modelo geológico estático y geoquímico (modelo dinámico) del salar; el balance hidrodinámico de la cuenca y la cuantificación de recursos de agua fresca para el proceso industrial.

En los activos de Río Grande y Pocitos se realizó la ampliación del campamento y oficinas logrando una mayor capacidad para personal propio y de contratistas.

Asimismo, la compañía avanzó en el emplazamiento del Centro de Investigación y Desarrollo (I+D) mediante el desarrollo de la ingeniería para los laboratorios analítico, escala banco y de procesos (planta piloto).

Durante el año se completó la compra de la totalidad de equipos y se inició la construcción del laboratorio analítico y banco. Se prevé la puesta en marcha de la planta piloto durante el 2024. Dentro del alcance del proyecto se completó el montaje y puesta en marcha de 3 trenes de piletas de evaporación para validación del proceso productivo (pozas industriales) ubicadas en el salar de Río Grande.

Los interesados en obtener más información sobre los logros y objetivos de Pluspetrol en materia de sostenibilidad, consulte el Informe de Sostenibilidad 2023 completo en su sitio web www.pluspetrol.net

Santa Cruz va por el no convencional y el offshore

En el marco del acto de asunción como secretario general del Sindicato Petroleros, Gas Privado y Energía Renovables (SIPGER), Rafael Güenchenen, reiteró la urgencia de establecer un proyecto de unidad entre todos los actores involucrados en la producción de hidrocarburos en Santa Cruz.

La ceremonia en Pico Truncado contó con la presencia del gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal; empresarios y dirigentes gremiales del sector petrolero de las diferentes cuencas productivas.

“Hoy enfrentamos un momento difícil en la actividad, con varias operadoras abandonando yacimientos maduros o convencionales. La principal empresa, YPF, está retirándose de la provincia, al igual que Pan American en la zona de Koluel Kayke y CGC en otras áreas. Es fundamental que nos mantengamos más fuertes y organizados que nunca, trabajando para preservar los puestos de trabajo y mejorar la situación futura”, enfatizó Güenchenen durante su discurso.

El panorama de Santa Cruz

El dirigente sindical subrayó la falta de inversiones en los yacimientos de la región, señalando que hay más de 7000 pozos esperando ser reactivados. También mencionó la retirada de ENAP Sipetrol en Río Gallegos y la falta de inversión en las plataformas del Estrecho de Magallanes.

“Tenemos un desafío importante por delante y es imperativo trabajar en unidad entre empresas, gobierno y trabajadores. Contamos con un gobierno que prioriza la producción y el trabajo, exactamente lo que necesitamos en Santa Cruz. No podemos permitirnos errores; las empresas que operan aquí deben ser mejores”, añadió el secretario general.

Güenchenen hizo un llamado a las empresas con áreas en Santa Cruz, como Costa del Golfo y Cerón Chico de Pan American Energy, así como Palermo Aike, operado por CGC e YPF, a sentarse en una mesa de trabajo junto al gobierno y el sindicato para abordar los yacimientos inactivos y ponerlos en funcionamiento.

“Tenemos la oportunidad de revitalizar la provincia y la actividad petrolera. Nuestro compromiso es proteger esta actividad. Contamos con los recursos y la capacidad para hacerlo. Debemos mirar hacia adelante y trabajar por una provincia diferente, industrializada. Es el momento de comenzar”, aseveró Güenchenen en su discurso.

Leve baja en el fracking de Vaca Muerta

El fracking de Vaca Muerta se mantienen un nivel histórico, pese a sufrir una leve baja en julio. En total se contabilizaron 1685 punciones en el segmento shale lo que representa una baja del 1% con respecto a junio.

Según el informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, el registro del séptimo mes del año es uno de los top de la roca madre superando al de marzo (1643) y quedando muy cerca del de junio (1703).

Cómo se distribuye el fracking

En el registro de las operadoras se destaca que YPF sigue liderando las operaciones. La empresa de mayoría estatal solicitó 885 punciones. Le siguió Vista con 315 fracturas, ExxonMobil con 192 etapas de fracturas, Pan American Energy (PAE) con 180 operaciones, TotalEnergies con 70 punciones y Pluspetrol con 46 fracturas.

En lo que respecta a las empresas de servicio se destaca que Halliburton encabeza las operaciones. Los trabajadores de mamelucos rojos completaron 808 punciones en Vaca Muerta. Detrás se posicionó Schlumberger con 482, Calfrac con 252, Tenaris con 70 y Weatherford 46.

Producción

La provincia de Neuquén registró en junio un nuevo récord en la producción de petróleo, al alcanzar los 400.931 barriles por día, 1,76 % más que en mayo y 24,86 % más que en junio del 2023. La producción acumulada entre enero y junio de 2024 es 20,2 % mayor que la registrada para el mismo período del año pasado, según informó el ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén.

Este incremento con relación a mayo se debe principalmente al aumento en la producción de las áreas Sierras Blancas (operada por Shell), Bandurria Sur (YPF), Bajada del Palo Oeste (Vista), La Calera (Pluspetrol) y Aguada del Chañar (YPF), indicó la cartera energética.

En tanto, la producción de gas en junio fue de 104,23 millones de metros cúbicos por día, lo que representa una disminución con respecto a mayo del 1,29%. Sin embargo, en comparación con junio de 2023, se produjo un 14,5% más. Además, la producción acumulada del primer semestre de 2024 es un 11,66% mayor que la registrada para el mismo periodo del año pasado.

La disminución en la producción de gas respecto a mayo se explica, principalmente, por la caída en la producción de las áreas operadas por YPF Loma La Lata-Sierra Barrosa; Rincón del Mangrullo; Aguada de la Arena y La Rivera Bloque I.

Culminaron las fracturas del primer pozo shale de Palermo Aike

YPF y CGC finalizaron con las 12 fracturas del primer pozo shale de Palermo Aike. Maypa.x-1 se denominó la perforación que se realizó en el yacimiento Cañadón Deus y que contó con una profundidad vertical de 3500 metros y una rama horizontal de 1000 metros. El proyecto contó con la metodología plug and perf para fracturar las 12 punciones.

Las operaciones fueron supervisadas por el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal; el presidente de CGC, Hugo Eurnekian y el vicepresidente ejecutivo Upstream de YPF, Matías Farina.

También participaron el vicepresidente de asuntos públicos de YPF, Lisandro Deleonardis; y por CGC fueron parte el CoCEO Pablo Chebli, el COS (Chief os Sttaf) Rodrigo Fernández y la VP de Personas, Julia Sancholuz.

Asimismo, fueron parte de la actividad el vicegobernador de Santa Cruz, Fabián Leguizamón; el ministro de Energía de Santa Cruz; Jaime Álvarez y el presidente de Distrigas Marcelo De La Torre.

La esperanza de Santa Cruz

“Palermo Aike es nuestra gran esperanza, tenemos el desafío de desarrollar con inteligencia y eficiencia, el mayor potencial energético de nuestra historia como provincia”, afirmó Vidal.

Palermo Aike ha generado una gran expectativa en la industria hidrocarburífera, porque abrirá un nuevo polo no convencional en el país y garantizará recursos y desarrollo a Santa Cruz y a toda la Argentina.

“Sabemos que solo el trabajo nos sacará adelante, solo el trabajo, el esfuerzo de todos los días, el compromiso con el desarrollo nacional, la defensa de la Patria y el objetivo siempre prioritario de generar trabajo digno para todos los santacruceños”, aseveró.

“Esta obra, que es el punto inicial del desarrollo no convencional a gran escala en la provincia de Santa Cruz, es la muestra viva de que este camino, que recién comienza, es el que debemos transitar para industrializar nuestra provincia y ponerla en los primeros lugares de interés del mundo”, sostuvo el mandatario santacruceño.

Acuerdos

Para realizar las operaciones, YPF y CGC firmaron un memorándum para que la empresa de mayoría estatal pueda avanzar con las tareas exploratorias en Cañadón Deus, un área dentro de la concesión de El Cerrito, perteneciente a la compañía del holding Eurnekian en Santa Cruz.

El proyecto comenzó el 19 de septiembre de 2023 y la inversión de este primer pozo exploratorio en Palermo Aike rondó inicialmente los 28 millones de dólares.

Una de las dudas que presentaban las tareas era la temperatura de la formación de la Cuenca Austral. La roca madre de la Cuenca Austral posee una mayor temperatura y presión que Vaca Muerta por lo cual los profesionales tuvieron que adaptar el equipo perforador para avanzar con los trabajos. Sin embargo, el primer pozo shale no presentó mayores inconvenientes.

El potencial de Palermo Aike

El desarrollo de Palermo Aike, la formación que ocupa casi todo el margen sur de la extensa provincia de Santa Cruz; permite abrir un nuevo paradigma para la actividad hidrocarburífera.

Con 12.600 kilómetros cuadrados de extensión en la Cuenca Austral, Palermo Aike es la segunda formación en importancia a explorar luego de Vaca Muerta. Se estima que podría tener recursos por 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo y 130 TCFs (medida de volumen equivalente al billón de metros cúbicos) de gas, casi la mitad del recurso existente en Vaca Muerta.

Por sus condiciones geológicas, Palermo Aike es el yacimiento más parecido a Vaca Muerta dada su extensión espacial, la profundidad del objetivo (3000 y 3500 m), origen marino y potencial hidrocarburífero.

Dado el volumen a investigar, este proyecto exploratorio es una oportunidad estratégica para ampliar la frontera no convencional a otros ámbitos geográficos de nuestro país, extrapolando la curva de aprendizaje desarrollada por YPF en Vaca Muerta a lo largo de la última década.

En caso de obtener resultados positivos, ambas compañías avanzarán con el desarrollo de una parte del área, invirtiendo en pozos adicionales e instalaciones asociadas.

Chubut no abandona sus esperanzas de avanzar en el shale

Chubut vive una reestructuración de su mapa petrolero después que YPF decidiera vender diferentes áreas en la provincia. La empresa de mayoría estatal se quedará con Manantiales Behr, pero tiene espera la llegada de ofertas por los bloques que ya no los considera redituables para su cartera.

En este sentido, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, sostuvo que la Cuenca del Golfo San Jorge todavía es rentable y subrayó que YPF se retira de determinadas áreas para centrarse en Vaca Muerta.

“Esas áreas son rentables y van a seguir produciendo por lo que es importante para nosotros que esas áreas las tengan empresas que no están en Vaca Muerta”, consideró en referencia a que el shale tiene una rentabilidad de seis meses mientras el convencional debe espera dos o tres años.

“Hay muchísimas empresas que quieren invertir en nuestra cuenca”, subrayó el mandatario en diálogo con Radio Chubut.

La provincia ha tenido varios intentos fallidos de encontrar crudo no convencional, pero Torres sostuvo que la curva de aprendizaje de Vaca Muerta puede ser la clave para conseguir determinadas respuestas.

“Hay un potencial en no convencional que es importante porque la tecnología mejora. En Neuquén también se decía que ya no había más petróleo y, sin embargo, el no convencional generó un boom de inversiones. Acá también hay no convencional y tenemos la posibilidad de avanzar a mediano plazo”, aseguró.

El mandatario chubutense ponderó que la exploración en la formación D-129 continuarán y destacó que la ventaja que existe es que cuenta con infraestructura para hacer más competitiva la cuenca.

Torres se basa en la desregulación de la Ley de Hidrocarburos que propone la Ley Ómnibus. “La posibilidad de que aumenten las regalías en Vaca Muerta, naturalmente nos hace más competitivos a nosotros”, aseveró y adelantó que se está trabajando en un plan de fomento de las cuencas maduras, que buscará replicarse a nivel nacional.

“Tiene que ver con cuestiones puntuales como la posibilidad de importar polímeros para los proyectos recuperación terciaria. Todas esas cuestiones nos ponen también en la vidriera como una plaza atractiva para invertir”, destacó el gobernador de Chubut.

El shale ya representa el 45% de la producción total de YPF

YPF volvió a crecer en producción de petróleo y gas en el segundo trimestre del año donde el shale cada vez tiene un papel más predominante.

Durante el segundo trimestre, el Ebitda (resultado bruto) alcanzó los 1.005 millones de dólares y consolidó así una ganancia neta de más de $85.000 millones en el trimestre y de casi $144.000 millones en los primeros seis meses del año.

En un comunicado, la compañía detalló que lleva invertidos más de 2.650 millones de dólares en el primer semestre del corriente año, 60% más que en el mismo período de 2022, y ratificó su plan de inversiones de unos 5.000 millones de dólares para 2023.

La producción total de hidrocarburos durante el segundo trimestre totalizó 513 mil barriles equivalentes por día.

La producción de petróleo promedió los 241 mil barriles diarios, 7% más que en el segundo trimestre de 2022 y 1% respecto al trimestre anterior.

Por su parte, la producción de gas se mantuvo estable respecto al trimestre anterior y ascendió a los 36,5 millones de metros cúbicos por día.

Además, “después de 18 años, YPF volvió a exportar crudo neuquino de forma estructural a partir de la rehabilitación, en mayo pasado, del oleoducto trasandino que conecta Neuquén con Chile”, resaltó la compañía.

La actividad no convencional continuó siendo el principal eje de crecimiento de la compañía, recordó.

La producción total de shale llegó a un nuevo récord y durante el segundo trimestre representó 45% de la producción total de YPF.

La producción de crudo no convencional mostró un crecimiento de 28%, mientras que la producción de gas no convencional aumentó 10%, respecto a igual trimestre del año anterior en ambos casos.

“Este crecimiento se apalanca nuevamente en las mejoras operativas desarrolladas por la compañía en sus campos en Vaca Muerta”, destacó.

En el segundo trimestre, se mantuvieron altos estándares de eficiencia en los tiempos de perforación y fractura de los pozos, alcanzando durante julio la marca histórica más alta en ambos indicadores: un promedio de 295 metros por día en perforación y 238 etapas por set por mes en fractura.

Por su parte, las ventas domésticas de combustibles del segundo trimestre se mantuvieron estables en comparación al segundo trimestre de 2022, donde se compensaron mayores ventas de naftas y menores ventas de gasoil, impactadas principalmente por una menor actividad del agro.

Los niveles de procesamiento en las refinerías se mantuvieron en máximos históricos, al crecer 8% respecto al año anterior, con una tasa de utilización del 93%.

En materia financiera, el flujo de caja libre fue negativo en 284 millones de dólares producto de las necesidades financieras vinculadas con el cierre del acuerdo por el juicio internacional de Maxus, liberando a la compañía de una de las contingencias legales más relevantes de su historia.

Si se excluyera el impacto de este acuerdo, el flujo de caja libre hubiera resultado neutro durante el trimestre, explicó la compañía.

Finalmente, el nivel de deuda neta fue de 6.312 millones de dólares con un ratio de endeudamiento neto en 1,4 veces en relación con el Ebitda.

“Palermo Aike va a cambiar la ecuación de energética”

Cada vez se está cerca de conocer el verdadero potencial de Palermo Aike. El primer pozo shale en la hermana menor de Vaca Muerta se realizará entre el 15 y 20 de agosto lo que implicará un hito para la Cuenca Austral.

En este sentido, el presidente de YPF, Pablo González, afirmó que los trabajos en la roca madre del sur de Santa Cruz “creemos que vamos a tener buenos resultados” y precisó que “va a cambiar la ecuación energética de Santa Cruz y si todo sale bien, va a generar muchísimos recursos para el país”.

Asimismo, el ejecutivo resaltó el hito que representa para el país el proyecto que YPF va a desarrollar junto con la Compañía General de Combustibles (CGC).

“En Palermo Aike hay reservas probables, que en el caso del gas podría ser equivalentes a un tercio de lo que hay en Vaca Muerta y en lo que respecta al petróleo -si en Neuquén hay 16 billones de barriles-, en Santa Cruz puede llegar a haber 6,6 billones“, sostuvo el presidente de YPF.

En diálogo con Radio Nacional, González dijo que para llevar adelante el emprendimiento “hubo que hacer un esfuerzo con dos empresas argentinas”.

Respecto al rol de YPF en éstos últimos años, González subrayó que la compañía de bandera “es el gran hacedor de Vaca Muerta, la que más invirtió y quien tomó el costo de esa curva de aprendizaje”.

También se refirió al recupero de la producción convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge y dijo que en la actualidad hay “25 equipos activos”, mientras que antes había “cero”.

“En mi provincia, nos habíamos quedado con cero equipos como consecuencia de una política energética que claramente lo que buscaba era aprovechar un valor en ese momento más bajo del crudo en vez de producir. Hoy tenemos 25 equipos activos”, dijo al respecto.

Además, González destacó la importancia de que se debata en el Congreso la Ley de GNL.

“Se necesita un marco regulatorio para un posible proyecto con la empresa Petronas. Espero que tenga dictamen y veo compromiso por parte de diputados. Esta es una de las posibilidades de Argentina: monetizar el gas, exportar el gas licuado y podríamos generar 20 mil millones de dólares”, finalizó el presidente de YPF.

“Palermo Aike es un proyecto de fe”

Palermo Aike es la esperanza de Santa Cruz. Las proyecciones marcan que la roca madre de la Cuenca Austral tiene un tercio del potencial de Vaca Muerta y se espera que en agosto se lleve a cabo el primer pozo exploratorio.

En el marco de la Semana de la Ingeniería 2023 celebrada por el Centro Argentino de Ingenieros (CAI), Emilio Nadra, CCO de CGC, sostuvo que la hermana menor de Vaca Muerta es “un proyecto de fe” y que es una formación no convencional que “todavía tiene mucho camino por recorrer para la que armar un proyecto tan grande como el que se hizo en Vaca Muerta”.

En la compañía consideraron que se puede aprovechar todo el camino recorrido, la experiencia y la tecnología aplicada en Vaca Muerta. “Estamos hablando de un potencial muy grande, que estamos hablando de por ahí de 130 TCF de gas natural y 6,6 billones de barriles de crudo, pero lo que pasa es que para traducir eso requiere un camino y un involucramiento de la tecnología y el desarrollo de un ecosistema de proveedores y los acuerdos necesarios entre Nación y Provincia y tratar de multiplicar los operadores que están desarrollando esos proyectos”, aseveró Nadra.

“El desafío de gigante. La buena noticia es que a diferencia de los recursos de Vaca Muerta están mucho más cerca de los océanos para exportar y que tenemos mucha infraestructura disponible y utilizable en el caso de que podamos explotarlo”, agregó.

Para el CCO de CGC, lo más relevante de Palermo Aike es hacerlo económico. “Tenemos que hacer un desarrollo económico y ahí no solamente depende de nosotros, sino que depende del entorno macro en el cual nos movamos”, consideró.

Asimismo, Nadra manifestó que el país debe tener su propia visión energética basada en sus necesidades y sus posibilidades. “Yo creo que dado a la contribución en las emisiones que tiene Argentina y el tremendo potencial que tiene en gas, no podemos no imaginar el aprovechamiento de esos recursos. Debemos proponer aprovecharlo incluso en la transición descarbonizando regionalmente y desarrollando gasoductos para ayudar a la descarbonización en Chile. Tenemos muchos desafíos para poder imaginar una transición a la medida de lo que nosotros podemos”, afirmó.

Chubut quiere conocer su potencial en shale oil

El shale chubutense vuelve a estar en escena. Tecpetrol invirtió casi 12 millones de dólares en la formación Mina del Carmen para explorar el potencial no convencional. El pozo S2732H tiene unos 3.500 metros de profundidad y 500 metros de rama horizontal. Además, se hicieron siete etapas de fractura.

Hasta el momento se bombearon allí aproximadamente 1.800 toneladas de arena cerámica a 50 barriles por minuto con un estimado de 9.000 PSI de presión, labor operativa similar a la que se realiza en la Cuenca Neuquina para punzado y tapón alto caudal, trabajo realizado con turnos que cubrieron las 24 horas.

En este sentido, Jorge Ávila, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, señaló que la última etapa fue una de las más grandes de la Cuenca del Golfo San Jorge con aproximadamente 6.500 sacos de arena bombeados al pozo, en el marco de una tarea conjunta a la que están afectados entre 90 y 100 trabajadores, quedando pendiente el ingreso de Coiled Tubing para terminar de dejar el pozo en condiciones, participando operarios de las compañías Halliburton, Calfrac, Wenlen, Hidrofrac y Bacsa, entre otras.

“Aquí tenemos un trabajo en conjunto, donde lo que hacemos es colaborar para que salga adelante, ya que si les va bien a ellos nos tiene que ir bien a todos”, aseguró el dirigente gremial y manfiestó: “no a todo el mundo le gusta levantarse para venir acá a trabajar, son muy pocos los que lo hacen y ahí nosotros tenemos que reconocerlo, tenemos que felicitarnos entre todos y también a Tecpetrol que nos permitió hacer este pozo, porque si no hubiese puesto la gran cantidad de plata que puso, esta operación no hubiera sido posible ya que es muy cara para la Cuenca, pero lo hicieron con la esperanza de que esto salga bien”.

Ávila estuvo acompañado por el secretario adjunto del gremio de petroleros convencionales, Carlos Gómez; el presidente de Petrominera, Héctor Millar y la diputada nacional por Chubut, Ana Clara Romero.

“Ojalá que todo el esfuerzo que hicieron se vea volcado aquí con más trabajo porque si les va bien, los que van a ingresar son compañeros nuestros que perdieron el laburo producto de situación que vivimos en estos últimos tiempos. Esperemos que tenga éxito y haya sido una prueba piloto con la que podamos recuperar muchos puestos de trabajo, ya que la única manera de hacerlo es construir empleo para que la gente pueda volver a trabajar”, agregó.

“Esperemos que salga todo bien y esto sea un éxito. Si eso ocurre, estaremos recuperando la presencia de trabajadores en la Cuenca porque van a subir a perforadores, workover; va a abrir una gran puerta de trabajo, por eso queríamos hablar con todos y explicarles que hacemos los esfuerzos necesarios para salir adelante en un momento muy duro que está viviendo el país”, destacó el titular de petroleros convencionales de Chubut.

Todo listo para el primer pozo shale de Palermo Aike

En la Casa de Gobierno de Santa Cruz, las autoridades de YPF y CGC firmaron un memorándum de entendimiento para avanzar con el primer pozo shale de Palermo Aike. Pablo González, presidente de YPF, y Hugo Eurnekian, el presidente de CGC, fueron los encargados de rubricar el acuerdo que permitirá conocer el potencial de la roca madre de la Cuenca Austral.

Según las proyecciones, Palermo Aike es la segunda formación no convencional más importante del país. Con 12.600 kilómetros cuadrados de extensión en la Cuenca Austral, la roca madre podría tener recursos por 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, lo que representa una tercera parte de Vaca Muerta, la cuarta reserva de crudo del mundo, con la que tiene similitudes geológicas.

Palermo Aike tiene comprobado la existencia de hidrocarburos en un área mayor, por lo cual en dimensiones podría competir con Vaca Muerta, siendo la real diferencia el contenido orgánico total, es decir la calidad de roca, y esto se podrá conocer con exactitud cuando se hagan las primeras perforaciones.

El proyecto que llevarán adelante YPF y CGC representa un punto bisagra en la historia del desarrollo no convencional en el sur de nuestro país. Sus buenos resultados permitirán generar trabajo para empresas de la región, empleo y progreso para las santacruceñas y los santacruceños.

Dicha iniciativa, es una oportunidad estratégica de ampliar la frontera no convencional a otros ámbitos geográficos de nuestro país, extrapolando la curva de aprendizaje desarrollada por YPF en Vaca Muerta a lo largo de la última década y sumando la experiencia de CGC en la Cuenca Austral.

“Hoy es un día muy importante para la provincia de Santa Cruz y también para la Argentina, ya que estimaciones proyectan que en Palermo Aike hay recursos por 10.000 millones de barriles. Para que se pueda entender la magnitud de Palermo Aike, estos recursos estimados equivalen a la producción actual de Argentina durante 50 años“, dijo Eurnekian tras estampar su firma.

En tanto, Pablo González señaló que “la firma de este acuerdo es histórica. Por primera vez, vamos a hacer no convencional en la provincia y aportar todo el aprendizaje que desarrollamos en Vaca Muerta en Santa Cruz”.

“Esa decisión de invertir acá junto a CGC profundiza la visión federal que debe tener la compañía“, completó el presidente de YPF.

Asimismo, la gobernadora de Santa Cruz, Alicia Kirchner, agradeció la decisión de las empresas de avanzar en este proyecto y destacó que es “una política pública que tiene como objetivo garantizar el desarrollo económico con inclusión social en la provincia”.