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HIDROCARBUROS
Diez áreas de Vaca Muerta, llave para el gas. Pozos sin conectar
ENERNEWS/LMNeuquén
05/07/2020

CRISTIAN NAVAZO

El gobierno nacional buscará revertir la desinversión que se registra en los últimos dos años en los yacimientos gasíferos y que amenaza con convertirse en un serio dolor de cabeza para las arcas estatales si el país vuelve a caer en una declinación de la producción y tiene que salir a comprar al exterior.

Para evitar que en el invierno del 2021 haya que acudir a mayores volúmenes de importaciones de gas natural licuado (GNL), con la consecuente sangría de divisas que ello implica en un contexto de restricción externa, el Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación negocia con las petroleras los detalles del Plan Gas 4, un programa de estímulo a la producción gasífera que establecerá un precio subsidiado de 3,50 dólares el millón de BTU, con un horizonte a cuatro años.

Ese valor -junto con el barril criollo a 45 dólares- permitiría, por un lado, una moderada reactivación de la industria en los próximos meses y, por el otro, impediría el desplome de la producción que se producirá si no se vuelven a perforar pozos.

Más allá de la coyuntura de la rentabilidad de los diversos proyectos, Neuquén, como provincia gasífera por excelencia, cuenta con los recursos y varios yacimientos no convencionales -tanto en etapa de desarrollo como pilotos exploratorios exitosos-, con infraestructura de superficie disponible para evacuar la producción.

Áreas destacadas

Hoy Vaca Muerta y las formaciones tight presentan un diverso portafolio de proyectos con variado grado de avance.

El más destacado es el yacimiento Fortín de Piedra, operado por Tecpetrol, que revolucionó el mercado del gas y llegó a inyectar hasta 17,5 millones de metros cúbicos. El desarrollo del área se frenó tras las diferencias con el gobierno de Mauricio Macri por el pago de los subsidios de la Resolución 46 y las restricciones de demanda mercado local en los meses más calurosos del año, pero tiene todas las condiciones para seguir creciendo.

En segundo término, el área Aguada Pichana Este, en manos de Total, es otro de los desarrollos de shale gas más avanzados en la cuenca y llegó a producir 4,2 millones de m3 diarios en febrero, antes de que la pandemia del coronavirus derrumbara la demanda doméstica de gas.

Mientras que El Orejano (YPF y DOW), un pequeño bloque ubicado entre Añelo y Rincón de los Sauces que se convirtió en el primer desarrollo gasífero en Vaca Muerta, también ha mostrado buenos resultados. Debido a las condiciones del mercado de gas, el año pasado la producción del área fue limitada y se suspendió la completación de los nuevos pozos.

Pluspetrol también se subió recientemente a la ola de Vaca Muerta, asociada a YPF, con un piloto exploratorio en La Calera, un bloque en la venta de gas húmedo de Vaca Muerta que ya arrojó resultados muy optimistas y que promete ser el próximo gran desarrollo gasífero del shale si se dan las condiciones de negocio. La importante presencia de líquidos es uno de los principales condimentos del área.

Pan American Energy (PAE) ha colocado pozos con buen caudal de producción en Aguada Pichana Oeste-Aguada de Castro, donde ya completó su piloto exploratorio. El área produjo 1,5 millones de m3 en febrero.

YPF tiene fichas puestas en el bloque La Ribera Bloque I, donde produce casi 900 mil m3 y planea alcanzar un plató de producción de 2 millones de m3 en la próxima década.

ExxonMobil, por su parte, ha logrado importantes avances en los bloques Pampa de las Yeguas y Los Toldos I Sur.

Nuevos horizontes

Más allá de Vaca Muerta, Neuquén también tiene áreas que aún cuentan con recursos de formaciones tight que pueden incrementar la producción gasífera, como El Mangrullo, (operado por Pampa Energía) o los yacimientos de YPF Rincón del Mangrullo, Río Neuquén y Loma La Lata-Sierra Barrosa.

Neuquén aporta el 55% del total del gas doméstico, y en segundo lugar se ubica, Santa Cruz, con casi 10%, otra de las provincias en condiciones de incrementar su producción en los próximos meses (ver recuadro).

A contramano de lo que sucedió en el resto de las cuencas de la Argentina, la producción gasífera de la provincia de Neuquén viene creciendo sin pausa desde el año 2014, producto del desarrollo de los yacimientos no convencionales.

Reactivación: el tight de la Cuenca Austral

La Compañía General de Combustibles (CGC) fue una de las primeras petroleras en reactivar las perforaciones de gas tras la parálisis de los equipos que se produjo en marzo por el coronavirus.

La empresa que domina la actividad en la Cuenca Austral puso en marcha una plataforma en Santa Cruz para continuar el desarrollo de los recursos de tight gas. Lo decidió luego de que el Gobierno destrabara el pago de los beneficios de la Resolución 46 y comenzara a dar señales al sector para estimular las inversiones.

“Le tenemos mucha fe a la cuenca, desde 2016 iniciamos una campaña de perforación, con un nivel de actividad que no se veía desde la década del 90, y logramos llevar la producción de 2 millones de m3 diarios a 6 millones de m3, y ampliamos los límites de los yacimientos”, explicó a +e el director de CGC, Daniel Kokogian.

CGC realizó 2000 kilómetros de sísmica 3D que permitió elaborar un buen portafolio de prospectos a perforar. Consultado acerca de si CGC está interesada en el futuro Plan Gas 4, Kokogian indicó que una vez que haya definiciones “se evaluarán todas las alternativas”.

Hay 159 pozos sin conectar en el shale

FERNANDO CASTRO

Con una apuesta para lo que viene, una línea de largada, y el testimonio del freno de la industria en los últimos diez meses. En las áreas petroleras y gasíferas de Neuquén hay un total de 159 pozos perforados que no están conectados. Es decir, todavía no producen ni inyectan crudo ni gas a los sistemas que llevan a refinerías y centros de consumo. Pero son parte de los pozos que podrían explicar el próximo envión una vez que haya condiciones económicas para acelerar.

Los datos del Ministerio de Energía de Neuquén muestran el contexto hasta la última semana: de la cifra total, hay 54 pozos de gas perforados que todavía no fueron conectados. Están ubicados en 16 áreas petroleras y son parte de la operación de ocho empresas que esperan condiciones para acelerar en la producción.

En este segmento, el grueso de los pozos en espera son de shale gas, con 46 en esta condición.

Los restantes ocho son de tight gas, el fluido que se extrae de arenas compactas, no en la formación Vaca Muerta, si bien la tecnología para extraer estos hidrocarburos es la misma que se usa en los no convencionales.

En el caso del crudo ocurre otro tanto. De acuerdo con la información a la que accedió +e, son 105 pozos distribuidos en 13 áreas y pertenecen a siete empresas petroleras.

En buena medida, son parte de las campañas de la aceleración del crudo en el primer tramo del 2019, antes de que el decreto 566 que estableció un techo al precio del Brent durante el gobierno de Cambiemos promoviera un primer freno en la actividad petrolera. Esas perforaciones son las que podrían contrarrestar llegado el momento el declino de la producción.

A la hora de explicar por qué no se siguió avanzando con estos pozos hay dos razones fundamentales.

En los de gas, la caída de la demanda interna y el bajo precio establecieron un freno en los planes de negocio. La crisis mundial sumó un factor adicional al bajar la demanda también de posibles exportaciones. Hace dos años Neuquén comenzó a exportar gas a Chile de forma regular, algo que quedó en el mismo contexto del resto de la producción con la llegada de la crisis mundial.

Este escenario se trasladó a los pozos petroleros desde este año. Por la lógica de los elevados costos de sus operaciones, las empresas suelen hacer primero buena parte de las perforaciones previstas con equipos de torre y dejar para una segunda instancia la completación con los sets de fractura. De este modo optimizan costos en los yacimientos, en un contexto en el que la logística y el desempeño en cada área pueden inclinar la balanza de la rentabilidad hacia un lado u otro.

Ante un mercado caracterizado por la incertidumbre, y sobre todo en el crudo hoy por la abundancia de petróleo, esas perforaciones todavía no fueron conectadas. Neuquén logró en marzo llegar a los 170 mil barriles de petróleo diarios. Sin duda que esas perforaciones de crudo iban a afianzar la curva de crecimiento de la producción, pero también son una forma de contrarrestar la caída, ya que los pozos no convencionales suelen tener grandes rendimientos iniciales seguidos luego de algunos meses por caídas. Ahí juegan un rol más que importante estos pozos, que actúan como un contrapeso para ese declino.

Para el caso del gas, los pozos sin conectar permiten sumar una noción más a la hora de medir el tiempo que requerirá inyectar más gas en el sistema interconectado, si eventualmente son parte del nuevo Plan Gas hoy en discusión.

De acuerdo con lo que pudo saber +e, entre estas perforaciones hay pozos con y sin fracturas realizadas. Hay algunos donde las empresas deberían realizar este procedimientos, paso previo para lograr que los recursos de Vaca Muerta pasen a ser parte del sistema de bombeo o de inyección de gas.

Para poder medir la proporción de pozos no conectados, cabe señalar que en 2018 y 2019 en Neuquén se perforaron unos 340 por año. Los 159 pozos sin conexión equivalen al 47 por ciento de lo que se perfora en Neuquén en 12 meses. Hoy la lógica que sobrevuela a toda la situación es la del parate económico. Por ahora, todos los movimientos en las áreas apuntan a conectar pozos a medida que el declino de la producción lo necesite. Para una mayor escala, se necesita un salto en la demanda.

La reserva del Plan Gas: una forma de evitar el declino

Muy probablemente, este conjunto de perforaciones sea parte de la línea de largada si finalmente el gobierno nacional y las productoras se ponen de acuerdo en torno a la discusión por el nuevo precio estímulo, el denominado Plan Gas 4, que buscará un valor atrayente para incentivar inversiones en los yacimientos y asegurar el abastecimiento del año próximo.

La situación de estos pozos permite tener una noción más clara del tiempo que requerirá inyectar más gas en el sistema interconectado, si eventualmente son parte de los nuevos planes. No es un dato menor, si se tiene en cuenta que un pozo podría demandar alrededor de 150 días para entrar en plena producción.

En este punto, hay perforaciones donde una porción significativa del trabajo pudiera estar realizada, para el caso de las ubicadas en zonas con acceso a plantas de tratamiento, como las de la zona caliente del shale oil de Vaca Muerta, en áreas como Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur.

La información oficial no expresa por ahora cuáles son las compañías con más pozos por conectar.

Los tiempos se tornan importantes, sobre todo en el caso del gas. El gobierno nacional busca tener un plan acordado con las productoras en agosto. El país corre una carrera para evitar el declino de la producción y tener que comprar más gas en el exterior en el 2021. Por eso Nación busca un nuevo plan estímulo, que permite evitar el envío de dólares al exterior.

Parte de los pozos de áreas neuquinas podrían entrar dentro de este impulso (ver páginas 8-9) si finalmente el valor del gas que se termine acordando se acerca a la rentabilidad pretendida por las productoras de gas. En el caso del crudo, por ahora la carrera parece pasar por recuperar los 40 mil barriles que se dejaron de producir desde enero a la fecha.

 

 

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