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Río Negro impulsa la exploración de su parte de Vaca Muerta

El Gobierno de Río Negro convocó este jueves el decreto que oficializa un nuevo llamado a Concurso Público Nacional e Internacional Nº 02/2024 para la exploración del área Cinco Saltos Norte. El objetivo de la operación se basa en conocer el potencial no convencional en el sector rionegrino de Vaca Muerta.

Además, la provincia busca posicionarse como un destino atractivo para la inversión en petróleo no convencional.

Mediante el Decreto N° 184/24, se declaró de Interés Público el Proyecto de Iniciativa Privada presentado por la empresa Capex S.A, quien propuso la exploración y eventual explotación del área. Este proyecto incluye una opción complementaria que amplía la superficie del bloque, lo que fortalece su potencial como área clave dentro del nuevo paradigma de explotación de hidrocarburos.

Las características de Cinco Saltos Norte

El bloque Cinco Saltos Norte abarca aproximadamente 140,98 kilómetros cuadrados y se encuentra ubicada a unos 40 kilómetros al norte de Cipolletti y Neuquén, limitando al oeste con las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur.

El área cuenta con una vasta cantidad de información geológica primaria, como sísmica 2D y 3D, perfiles de pozos, entre otros estudios. Los antecedentes de actividad en esta zona se remontan a la década de 1970, con perforaciones realizadas por empresas como YPF y Pluspetrol.

En los últimos años, el Gobierno de Río Negro ha adjudicado permisos exploratorios en áreas vecinas con el mismo objetivo no convencional, como es el caso de Confluencia Norte y Confluencia Sur, donde actualmente se está perforando el primer pad de tres pozos.

Estos avances permiten obtener datos clave sobre el potencial comercial de Vaca Muerta en la región, lo que posibilitará la futura explotación de nuevos bloques.

El llamado a licitación incluye trabajos mínimos requeridos por la provincia para el primer período exploratorio de tres años, que involucra un compromiso de inversión de 5.600.000 dólares y la ejecución de actividades equivalentes a 1.120 unidades de trabajo.

La exploración shale de Río Negro

Desde hace algunos años, la Secretaría de Hidrocarburos de Río Negro impulsa la realización de estudios preliminares para determinar datos geológicos alentadores para avanzar en proyectos no convencionales.

En 2023, Phoenix Global Resources fue adjudicada con las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur y en mayo de este año se conoció que Geopark ingresó como socio con el 50% del proyecto de los dos bloques.

Confluencia Norte se encuentra a un poco más de 30 km de Añelo y Phoenix planea invertir 50 millones en los próximos tres años para perforar cuatro pozos exploratorios para llegar a la roca madre de la Cuenca Neuquina.

En tanto, las compañías pretenden 40 millones de dólares en Confluencia para perforar tres pozos de las mismas características. Para este año harán dos perforaciones en el bloque norte y uno en el sur. Todos los pozos tendrán alrededor de 3000 metros de profundidad y lo mismo para la rama lateral.

Vaca Muerta: el fracking registró su actividad más baja en los últimos cinco meses

La actividad de Vaca Muerta sufrió una leve caída en agosto. Por primera vez en cinco meses, las etapas de fractura se ubicaron por debajo de las 1500 operaciones y estableció una de las tres marcas más bajas de lo que va del año.

Según los datos del informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, en el octavo mes se completaron 1465 fracturas en la roca madre. Esto implicó una baja del 11% con respecto a julio donde se contabilizaron las 1658 punciones.

El registro se posiciona como la tercera más baja del año detrás de enero (1351) y febrero (1348). Y quedó lejos de los máximos de la actividad que se registró en marzo (1643), abril (1694), mayo (1572) y junio (1703).

El fracking de Vaca Muerta

En el papel de las compañías se detecta que YPF sigue siendo las operaciones en la formación no convencional. La empresa de mayoría estatal completó 707 etapas de fractura, lo que explica el 48% de las punciones.

La diferencia con las operadoras es sustancial ya que Vista desarrolló 326 fracturas y Pan American Energy (PAE) completó 156 punciones. Detrás se posicionó Pluspetrol con 125 etapas de fractura.

Por debajo de las 100 etapas de fractura se posicionaron Exxonmobil con 86 punciones; TotalEnergies con 41 operaciones y Phoenix con 24 fracturas.

En lo que respecta a empresas de servicio, Halliburton y Schlumberger nuclean el 62% de las operaciones en Vaca Muerta.

Halliburton completó 524 fracturas distribuidas entre 86 para Exxonmobil y 438 para YPF. Mientras que Schlumberger completó 508 operaciones repartidas entre 239 para Vista y 269 para YPF.

Asimismo, Calfrac fue el responsable de desarrollar 243 punciones divididas entre 87 para Vista y 156 para PAE.

En tanto, Weatherford realizó 125 etapas de fractura para Pluspetrol y Tenaris desarrolló 65 fracturas repartidas entre 41 para TotalEnergies y 24 para Phoenix.

La acción de Vista subió más de 460% y la compañía ya vale USD 5.000 millones

Miguel Galuccio, presidente y CEO de Vista, inició este martes las operaciones del mercado en Estados Unidos con el emblemático toque de campana, en celebración del quinto aniversario de la compañía que él mismo fundó y que se consolidó como un vehículo de inversión directa a Vaca Muerta.

La acción del segundo productor de shale oil más importante de la Argentina aumentó más de 460%, tocó máximos históricos (USD 52 al cierre del 02/09/2024) y la empresa ya vale 5.000 millones de dólares.

La compañía fue pionera en abrir los mercados internacionales al crudo de Vaca Muerta y hoy es líder en exportaciones de petróleo liviano generando divisas para la Argentina.

Vista hoy exporta más del 50% de su producción a destinos que incluyen Brasil, Chile, La Costa Oeste de los Estados Unidos, entre otros. Con una proyección de continuar incrementando estas cifras, Vista aspira a exportar al menos el 60% de su producción para 2026. Si se toma en cuenta un precio promedio del Brent de 80 dólares por barril, estas exportaciones podrían generar más de 1.500 millones de dólares en divisas para Argentina.

El protagonismo de Vista

La empresa es uno de los operadores que más ha acelerado su actividad en la Cuenca Neuquina. En 2023, la compañía invirtió cerca de 800 millones de dólares y, para este año, proyecta más de 1.000 millones de dólares en inversiones en Vaca Muerta.

Durante el cuarto trimestre, Vista incorporará a sus operaciones un tercer equipo de perforación y un segundo equipo de fractura con los que proyecta estar por delante de sus objetivos para el 2026

En materia de producción, buscará alcanzar los 85.000 boe/d para el cuarto trimestre de 2024. A futuro, proyecta 100.000 boe/d en 2026 y su visión hacia 2030 es llegar a producir 150.000 boe/d para 2030.

Vista planea duplicar su EBITDA ajustado, fijando un objetivo de 1.100 millones de dólares para 2024 y 1.700 millones para 2026.

La compañía redujo sus emisiones en un 26% en términos absolutos entre 2020 y 2023, y en un 60% en términos de intensidad. Vista no solo está implementando tecnologías para descarbonizar sus operaciones, sino que también planea alcanzar un objetivo de intensidad de 7 kg CO2e por boe para 2026.

Vista ha consolidado una cultura de alto desempeño, enfocada en la obtención de resultados, con una agilidad notable en la toma de decisiones, que ha permitido a la compañía enfrentar los desafíos del mercado y destacarse en la industria.

Vaca Muerta registró un doble récord histórico de producción de gas y petróleo

La provincia de Neuquén alcanzó un nuevo récord en la producción de petróleo, con 413.140 barriles diarios en promedio durante julio, la cifra más alta desde el hallazgo de crudo en la región en 1918. Este logro histórico refleja la consolidación de Vaca Muerta como uno de los yacimientos no convencionales más importantes a nivel mundial.

Además, durante el primer semestre de 2024, las exportaciones de petróleo argentino superaron los 1700 millones de dólares, impulsadas por el auge de la producción en Vaca Muerta. Sin embargo, la producción total de petróleo descendió ligeramente en junio, con 664.000 barriles diarios, debido a una fuerte caída en la producción convencional en la provincia de Chubut, afectada por un temporal de nieve.

Pese a esta disminución temporal, la producción de petróleo ha mostrado un crecimiento sostenido del 8% en términos interanuales, impulsado principalmente por el aumento del 22% en el segmento no convencional. Esto ha permitido que el petróleo no convencional represente el 57% de la producción total de crudo en el país.

Los motivos detrás de este nuevo récord para Vaca Muerta

El crecimiento en la producción de petróleo en Neuquén es un hito significativo en la historia energética de Argentina que se ha visto impulsado por la mayor actividad en Vaca Muerta y la mejora en los sistemas de transporte de hidrocarburos.

Estos avances han permitido a productoras, con YPF a la cabeza, acelerar sus operaciones y planificar futuras expansiones. Obras como las de Oleoductos del Valle (Oldelval) y el oleoducto Vaca Muerta Sur buscan también consolidar el transporte hacia mercados internacionales.

La capacidad de transporte actual ha sido clave para responder a la creciente demanda de shale oil (gas natural), que representa aproximadamente el 93% de la producción de crudo en la provincia.

Solo en julio, se exportaron a Chile unos 70.000 barriles diarios, donde destacó la importancia de las rutas internacionales para el comercio de hidrocarburos.

YPF logró un nuevo récord en Vaca Muerta.

No solo el petróleo ha alcanzado cifras récord en Neuquén. La producción de shale gas registró un nuevo máximo histórico en julio, con 109,6 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d), y superó el récord anterior de mayo pasado de 105,5 MMm3/d.

Esta aceleración en la producción de gas ha permitido aliviar la demanda interna durante el pico de consumo invernal, lo que redujo la necesidad de importaciones de combustibles líquidos y gas natural licuado.

Un factor crucial en este incremento fue la puesta en marcha de la Planta Compresora Tratayén, que facilitó el transporte de unos 18 millones de m3 diarios de gas a través del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner. Un avance vital para la economía nacional, y que ha abierto nuevas perspectivas para la exportación de gas en forma de GNL, con proyectos de largo plazo como la instalación en Punta Colorada, Río Negro, que se proyecta para 2031.

YPF, la operadora líder en Argentina

Según el último reporte de la consultora Aleph Energy, YPF se consolida como la principal operadora de petróleo en Argentina, lidera tanto en el segmento convencional, con 112.000 barriles diarios, como en el no convencional, con 205.000 barriles diarios.

En el sector de shale oil, YPF es seguida por Vista, con 61.000 barriles diarios, y Shell Argentina, con 33.000 barriles diarios. En cuanto al petróleo convencional, Pan American Energy (PAE) y Pluspetrol son los principales competidores de YPF.

En el mercado del gas, YPF también ocupa la primera posición, con una producción diaria de 33 millones de metros cúbicos, seguida por TotalEnergies y Tecpetrol. La actividad de perforación también ha mostrado un dinamismo notable, con 60 equipos activos en julio, de los cuales el 58% están dedicados a la extracción de recursos shale.

Con Vaca Muerta a la vanguardia, Neuquén marca el ritmo en la era del shale lo que permite un futuro prometedor, con nuevos proyectos y expansiones en marcha que buscan consolidar al país como un actor clave en el mercado internacional de hidrocarburos.

 

Con información de Noticias Argentinas

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

Quienes lideran la perforación en Vaca Muerta

Luego de varios meses de intriga, la novela del GNL (gas natural licuado) llegó a su fin. El proyecto de YPF y Petronas se instalará en Punta Colorada, Río Negro, lo que implicará que la producción de Vaca Muerta aumente considerablemente. El shale se prepara para vivir una nueva etapa de la mano de la transformación del Golfo San Matías.

Si bien la formación todavía debe afrontar los problemas que ocasionan los cuellos de botella en el transporte, los bloques productivos cerraron el primer semestre con un promedio de pozos perforados que invita a soñar con una nueva era en la industria hidrocarburífera argentina.

Según el informe de Economía & Energía, en los primeros seis meses del año se conectaron 203 pozos que se dividieron en 63 de gas y 140 de petróleo. Esto da un promedio de 33 operaciones por mes y supera ampliamente el registro del año pasado que fue de 20 pozos por mes.

Los datos analizados por eolomedia muestra como es el registro a lo largo del primer semestre. Enero fue el único mes que estuvo por debajo de los 30 pozos perforados. En total se conectaron 17 pozos repartidos entre 16 de petróleo y 1 de gas.

Febrero fue uno de los picos de la actividad. En el segundo mes del año se perforaron 42 pozos, que se repartieron entre 25 de petróleo y 17 de gas.

Si bien en marzo bajó un poco la actividad, las perforaciones se mantuvieron al tope. En el tercer mes del año se conectaron 39 pozos divididos entre 30 de petróleo y 19 de gas.

Las operaciones continuaron bajando en abril, pero se lograron perforar 30 pozos. Se conectaron 25 pozos de petróleo y 5 de gas.

Mayo volvió a repuntar la actividad con 31 operaciones de las cuales se dividieron entre 16 de petróleo y 15 de gas.

El cierre del semestre se dio con un número top. En junio se conectaron 44 pozos, la cifra más alta en lo que va de la historia de Vaca Muerta. La actividad se repartió entre 28 pozos de petróleo y 16 de gas.

El caso de La Amarga Chica

Como suele suceder en Vaca Muerta, YPF es quien lidera la actividad en el shale. La empresa de mayoría estatal perforó 86 pozos en el primer semestre. La diferencia con las demás compañías es notable y su registro está explicado por cuatro bloques petroleros: La Amarga Chica, Loma Campana, Bandurria Sur y Aguada del Chañar.

En el detalle de la actividad de cada área se establece que La Amarga Chica encabeza las tareas de la compañía con 26 operaciones, detrás se posicionaron Loma Campana y Bandurria Sur con 21 pozos cada una y Aguada del Chañar con 11 perforaciones.

La Amarga Chica es el bloque más dinámico que tiene YPF en materia petrolera y se estima que mantenga esa posición en los próximos meses. Según pudo saber +e, la compañía ha decidido apostar fuerte por este bloque.

Otro punto que permite apuntalar a La Amarga Chica es que un bloque con mayor nivel de actividad como Loma Campana demanda que los técnicos depositen sus esfuerzos en contener el declino de los pozos.

La empresa de mayoría estatal también registró dos pozos exploratorios en la lengua mendocina de Vaca Muerta. La actividad se realizó en los bloques Paso de las Bardas Norte y CN VII A. Además, sumó dos pozos en el área Bajo del Toro Norte. En materia de gas acreditó 3 pozos en Aguada de la Arena.

Un fuerte crecimiento en Vaca Muerta

Otro de los jugadores fuertes en Vaca Muerta es Vista. La compañía liderada por Miguel Galuccio conectó 21 pozos en los primeros seis meses del año. La actividad estuvo focalizada en Bajada del Palo Oeste. En su nave insignia. Vista realizó 18 pozos

En Aguada Federal, otro proyecto en la carpeta de activos de la compañía, se conectaron 3 pozos.

La ventana del gas también ofreció un ritmo de actividad interesante. El player que sobresalió fue Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint impulsó las tareas del shale gas de la mano del gigante Fortín de Piedra. En el bloque estrella se conectaron 17 pozos.

La empresa también registró operaciones en Los Toldos I Norte donde se conectaron 4 pozos.

Pan American Energy fue la única operadora que registró tareas casi similares en petróleo y gas. En el shale oil se perforaron 6 pozos en el bloque Coirón Amargo Sur Este. Mientras que el segmento gas se conectaron 10 pozos distribuidos entre 7 de Aguada Pichana Oeste y 3 de Aguada de Castro.

Un cierre a todo vapor

El cierre del primer semestre fue con números top. Los 44 pozos que se conectaron en junio se deben a un incremento en el shale oil.

YPF perforó 20 pozos distribuidos entre 9 en Bandurria Sur, 5 en Loma Campana, 3 en Aguada del Chañar, 2 en Bajo del Toro Norte y 1 en La Amarga Chica.

Detrás se posicionó Chevron con 4 pozos perforados en El Trapial, Vista con 3 pozos en Aguada Federal y cierra el registro petrolero Exxonmobil con un pozo en Los Toldos II Oeste.

Asimismo, en materia de gas, los trabajos fueron encabezados por Pluspetrol. La compañía conectó 6 pozos en La Calera, otro yacimiento estrella del shale. Le siguió Tecpetrol con 4 pozos en Fortín de Piedra y culminaron las operaciones PAE y TotalEnergies con 3 pozos cada una en Aguada de Castro y Aguada Pichana Este, respectivamente.

Palermo Aike: comenzó el ensayo de fluencia del primer pozo shale

La exploración de Palermo Aike dio un paso más. YPF y CGC comenzaron a evaluar la productividad del primer pozo shale de la formación de la Cuenca Austral. La operación estaba planificada para el 20 de julio, pero se retrasó algunos días debido a las bajas temperaturas de la región.

La perforación se realizó en el bloque Cañadón Deus y registró una profundidad vertical de 3500 metros y una rama horizontal de 760 metros. El proyecto contó con la metodología plug and perf para fracturar las 12 punciones.

“Vaca Muerta tiene una gran cantidad de pozos horizontales en el mismo vertical. Palermo Aike tiene uno solo. Hay un indicio de que es bueno, pero el tema está en la presión alta. Ese puede ser un indicio de que las moléculas, la materia orgánica que estaba ahí abajo, a esa temperatura y esa presión, se rompan”, afirmó el presidente de YPF, Horacio Marín.

El primer pozo shale

Mediante un posteo en LinkedIn, CGC destacó que la evaluación de la productividad del pozo comenzó con una fluencia natural con un caudal de 110 m3/d de agua de fractura y presión dinámica de boca de 5000 PSI.

“El pozo tiene 760 m de rama horizontal y 12 etapas de fractura. Esta fase de ensayo se espera tenga una duración de 6 a 12 meses, durante los cuales se caracterizará reservorio y fluidos de manera que permitan escalar los resultados”, destacó la compañía del holding Eurnekian.

“Este importante hito constituye un paso más en el camino que CGC inicio en 2021 con las 4 primeras fracturas shale en 2 pozos verticales y la primera fluencia de petróleo de este shale”, agregó.

Hay que recordar que, desde 2021, Palermo Aike ha sido la exploración más relevante de un play shale en Sudamérica, fuera de Vaca Muerta. Dado el considerable potencial de esta formación y su extensión, este proyecto exploratorio se presenta como una oportunidad estratégica para la región.

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.

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.

Vaca Muerta duplicará su producción de gas con las plantas de GNL

El ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, celebró la decisión de las empresas YPF y Petronas de construir la planta de Gas Natural Licuado (GNL) en Punta Colorada porque permitirá un trabajo conjunto entre ambas provincias “alineadas para el éxito del proyecto”.

También anticipó que la demanda de gas para exportación permitirá duplicar la producción actual; y que las empresas regionales contarán con una ventaja comparativa por su know how en la producción de gas y petróleo.

En este sentido, Medele dijo que “lo primero importante es la confirmación de que el proyecto avanza. Eso ya es una muy buena noticia para la provincia. El segundo tema es la sinergia importante de trabajo entre Neuquén y Río Negro. Estamos hablando de dos gobernadores con sus ministerios que van a hacer un seguimiento a este proyecto, porque seguramente van a surgir dificultades en el camino. Y ese camino va a tener que ser allanado por provincias que tengan el tema en su agenda”.

Inversiones

Asimismo, el funcionario neuquino consideró que “es importante y fundamental tener ambas provincias alineadas para el éxito del proyecto, para acelerarlo y para asegurarnos de que de que llegue a concretarlo en los términos previstos”.

Medele recordó que proyectos de inversión de esta envergadura “se diseñan por fases” e hizo una analogía con la construcción de una vivienda: “Primero hay que comprar el lote, hay que tener los permisos, hay que contratar al arquitecto, al constructor, comprar los insumos”.

“Si bien va a haber necesidades de perforar y la actividad seguramente va a empezar antes de que la planta esté lista, para nosotros el contrato de la obra del gasoducto va a ser un primer gran indicador, también para la industria. Y si el ducto va a estar listo en dos años, es claro que hay intenciones de que la planta empiece por lo menos parcialmente a funcionar en esos plazos”, detalló.

“La industria es muy rápida para reaccionar frente a este tipo de anuncios, por lo tanto, va a empezar a construir nuevos pozos para alimentar estos ductos y esta planta en tiempo y forma. Está claro que no es un proyecto de dos meses, sino que es de largo tiempo”, aseguró Medele.

Demanda de gas para exportación

El ministro de Energía estimó que se si calcula el proyecto ya en su madurez, funcionando, “se habla de 100 millones de metros cúbicos por día, que es lo que produce Vaca Muerta hoy en invierno; y que cae a 50, 60 metros cúbicos en verano. Es decir, estamos hablando de que este proyecto en su madurez va a duplicar la demanda de gas de Vaca Muerta en su pico de invierno”.

La enorme ventaja del GNL es que como su exportación “es contracíclica al clima, de alguna manera la producción se va a mantener estable todo el año y no debería tener estos meses de caída que tenemos nosotros con el consumo local”.

Medele indicó que de los 34 o 35 equipos activos hoy en Vaca Muerta, no hay más de siete u ocho dedicados al gas. “Es decir que es posible pensar en otros siete u ocho equipos dedicados al gas para abastecer el nuevo ducto de manera permanente”, señaló.

Frente a la decisión de los directorios de las empresas YPF y Petronas, en Energía ya se recibieron consultas de empresas para operar en la cuenca. “Las firmas ya se empiezan a mover pensando en este escenario. La industria petrolera es muy dinámica y todos los actores saben leer las noticias y hacer sus planes”, aseveró.

“Hemos recibido consultas de algunas empresas no tanto por este proyecto como tal, sino para saber si se mantendrán en el tiempo las condiciones establecidas por el RIGI, en el caso de que este proyecto sea exitoso”, dijo en referencia al programa del gobierno nacional de ventajas impositivas para las grandes inversiones.

“La región sabe cómo producir”

Por otro lado, el ministro consideró que en este nuevo escenario “las empresas regionales claramente van a tener chances de participar”.

Como ejemplo citó la perforación de pozos: “Si uno ve la cadena de valor, no solamente en la planta, sino también en la construcción de pozos, la estructura de construcción de esos pozos está hecha por las empresas que hoy están acá en la región. O sea, hay que hacer más de lo que ya sabemos hacer. Y creo que esa es una ventaja competitiva. La región sabe cómo producir petróleo y gas. Y este proyecto va a demandar un producto que nosotros ya hacemos”, consideró.

El gas de Vaca Muerta y su lucha contra los cuellos de botella

La producción de petróleo y gas no convencional en Vaca Muerta registró un récord histórico. En julio se obtuvieron 372 miles de barriles día y 78 millones de metros cúbicos día. La actividad sigue al tope y se espera que continúe por la senda alcista.

En diálogo con eolomedia, Gerardo Rabinovich, vicepresidente del IAE “General Mosconi”, sostuvo que la producción de petróleo no necesita contar con el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI).

“La producción vuela porque ya se transitó la curva de aprendizaje y el mercado internacional tiene buenos precios. Solo queda esperar que la producción siga creciendo y que sigan incrementándose los excedentes exportables”, afirmó.

“Si los precios acompañan va a ser un buen aporte a la balanza comercial del país y al crecimiento económico”, consideró.

El gas de Vaca Muerta

Las dudas están puestas en lo que refiere al gas. “Allí, están los cuellos de botella en el transporte donde hay incertidumbre respecto de quién y qué infraestructura se va a construir para evacuar una mayor producción de gas en Vaca Muerta”, subrayó Rabinovich.

Los recursos están y las empresas están dispuestas a producir más, pero la falta de ductos complica al crecimiento de los proyectos.

“Este gobierno no pareciera que se vaya a involucrar en la construcción de un nuevo gasoducto. A duras penas se está viendo si revierte el Gasoducto Norte o termina el tramo Salliqueló – Tratayén, pero no se ve que el Estado vaya a ampliar infraestructura y el sector privado debería encararlo, pero hay que ver si los números le dan”, afirmó.

En este marco, el vicepresidente del IAE “General Mosconi” manifestó que el shale gas podría encontrar un alivio con las exportaciones a Chile donde hay infraestructura disponible y ver lo que sucede con el proyecto hacia Brasil.

Asimismo, Rabinovich subrayó que al aumentar la producción de crudo de Vaca Muerta significará contar con un gas asociado que tiene un costo muy bajo. “Esto permitirá bajar el precio del gas en el mercado interno y ser competitivos en la exportación. Primero en la región y después ver qué es lo que pasa con el proyecto de GNL”, aseguró.

El declino de las demás cuencas

Pese a que Vaca Muerta sigue alcanzo hitos, las demás cuencas productivas solo registran una caída en su actividad. “Están en un proceso de declinación que yo diría es casi irreversible. Las empresas no invierten en exploración en las otras cuencas, se concentran, como es lógico, donde hay mayor rentabilidad que es Vaca Muerta”, aseveró Rabinovich.

“YPF se está desprendiendo de unas cuantas áreas maduras y ahí se podría esperar un pequeño repunte de la producción, pero no mucho más. Así que, salvo en la Cuenca Austral, donde el consorcio liderado por TotalEnergies está ampliando la producción de gas, pero el resto de las cuencas pareciera que difícilmente reviertan su declino”, advirtió.

Una de las oportunidades que tienen las demás cuencas es la recuperación terciaria, pero Rabinovich descartó que estos proyectos aumenten considerablemente la producción.

“Ese tipo de proyectos no creo que sean capaces de revertir la declinación de la cuenca, y por otro lado, las empresas están concentrándose en Vaca Muerta, que es donde está la rentabilidad. También Vaca Muerta necesita un flujo permanente de inversiones para mantener e incrementar la producción porque es otro tipo de explotación petrolera”, aseguró.