La corta historia de los no convencionales argentinos, un texto exclusivo de la Cuenca Neuquina, ya acumula varios modelos de desarrollo. Primero fue YPF con una campaña intensiva, el modelo factoría de Miguel Galuccio, de pozos verticales. Después, también la petrolera nacional, migró hacia perforaciones horizontales donde encontró mayor productividad con menos pozos. A este listado, simplificado, se le pueden agregar también los superpozos de más de 3.000 metros de rama lateral (Exxon e YPF).

Sin embargo este año podría anotarse un nuevo capítulo. Se trata del proyecto que Tecpetrol, la petrolera de Techint, lleva adelante en Fortín de Piedra. Su principal característica no se apoya en el control milimétrico de los costos, pero sí en la productividad y la velocidad del desarrollo.

En la industria petrolera se lo conoce como “fast track” (puede traducirse como vía rápida) y el sello distintivo es que busca saltar de cero a un volumen importante en poco tiempo: menos de 18 meses.

La semana próxima el ministro de Energía, Juan José Aranguren, y el gobernador Omar Gutiérrez, seguramente acompañado por el mandamás de Techint, Paolo Rocca, inaugurarán la ampliación de una planta de procesamiento de gas. Las obras también se hicieron “volando”, en apenas seis meses.

La planta permitirá procesar 6,5 millones de metros cúbicos diarios de gas y es una de las más grande de su tipo en la provincia. Actualmente Tecpetrol produce 1,5 millones de metros cúbicos –según indicaron desde la compañía– y tiene conectados cinco pozos.

Con la inauguración, motivo por el que Aranguren por primera vez desde que es ministro pisará Vaca Muerta, la operadora podrá conectar 11 pozos que tiene terminados y sin producir (en total perforaron 23). “Esperamos completar la capacidad de la planta paulatinamente”, indicaron desde la firma aunque estimaron que en los próximos meses podría alcanzarse el tope.

La precisión de las fechas fue algo que causó confusión tras un anuncio de Gutiérrez hace algunos días. En el sector se cree que, pese al calendario, se cumplirá con las proyecciones de producción. “Primero los pozos comienzan a producir agua, después petróleo y finalmente gas. Para evitar que las fracturas se cierren hay que esperar esos ciclos”, comentó una experimentada fuente del sector.

Según el plan trazado por Tecpetrol, el bloque Fortín de Piedra debería estar entregando más de 5 millones de metros cúbicos diarios en las próximas semanas. Una cifra que se duplicaría en el primer trimestre de 2019.

El proyecto cuenta con un espaldarazo del gobierno nacional. Fue el primer desarrollo que consiguió entrar en el denominado nuevo Plan Gas (Resolución 46) que garantiza un sendero de precios de entre 7,5 y 6 dólares desde este año hasta 2021. La compañía comprometió una inversión de 2.300 millones de dólares, pero el grueso del paquete se desembolsará este año con 1.000 millones de dólares.

La inversión tiene dos objetivos centrales: terminar el gasoducto troncal (actualmente están evacuando la producción con contratos con YPF y Total) y una nueva planta de procesamiento que duplicará la capacidad de la recientemente ampliada. La primera de las obras estaría finalizada en mayo. El segundo de los proyectos, aún no tiene fecha, pero podría ser la planta más grande de la Cuenca Neuquina en los últimos 20 años, sólo por detrás de los equipos en Loma La Lata.

Velocidad y productividad

Los inéditos plazos trazados tienen dos soportes de apoyo, además del precio subsidiado que triplica los valores del mercado norteamericano. Éstos son la calidad de los pozos conseguidos y el despliegue en campo de equipos y operarios. La compañía también recortó camino con el encargado del proyecto, el ex no convencionales de YPF Pablo Iuliano, quien conoce el comportamiento de Vaca Muerta como muy pocos ingenieros en la Cuenca Neuquina.

Actualmente Tecpetrol tiene seis equipos de perforación en funcionamiento. Son de tipo skiding rigs (caminantes) y trabajan en locaciones con pad, es decir varios pozos en el mismo espacio.

Es el bloque que más equipos de perforación tiene en actividad simultánea en la provincia.

Pero el dato más significativo es la productividad de cada perforación. Los cinco pozos que tienen en producción entregan 1,5 millones de metros cúbicos diarios, es decir alrededor de 300 mil metros cúbicos cada uno. Pero para los próximos 11, a conectar en breve, la estimación es que aporten 400 mil metros cúbicos diarios. Son perforaciones de 2.000 metros de rama lateral con hasta 27 etapas de fractura.

Oficialmente no se informó el costo de cada perforación, pero según indicaron las fuentes consultadas por “Río Negro Energía” el valor de cada pozo estaría cerca de lo que gasta YPF, la petrolera que más optimizó las operaciones no convencionales.

El proyecto incluye 150 pozos en total. Hasta el momento se realizaron 23 y para fines de este año deberán completarse 60 perforaciones. Los ingenieros del equipo creen que se cumplirán todos los plazos estimados, pese a las complicaciones iniciales causadas por una falla geológica que atraviesa el yacimiento.

Para buscar un ejemplo de producción elevada en un corto período de tiempo hay que mirar hacia el oeste de Añelo. En el bloque El Orejano, que YPF y Dow desarrollan, pasó en poco más de un año de 1,5 millones de metros cúbicos a 4,5 millones de metros cúbicos diarios con más de 30 pozos.

Financiamiento

Tecpetrol corre con una ventaja comparativa. Tiene lazo sanguíneo directo con Tenaris, la proveedora de caños para la industria petrolera. Una parte central de los costos de las perforaciones son los casings y tuberías. Algo similar ocurre con el gasoducto para evacuar la producción del bloque.

Sin embargo la petrolera debió recurrir al mercado de capitales para fondearse antes del primer año de trabajo. En noviembre pasado colocó una Obligación Negociable por 500 millones de dólares para apuntalar el plan.

En noviembre pasado la provincia neuquina dio muestras de un fenómeno típico del mercado del gas argentino: la marcada estacionalidad de la demanda residencial, que en el invierno exprime los yacimientos y en verano les quita presión, dejó sin destino picos superiores a los 4 millones de metros cúbicos durante algunos días. Pese a esa disponibilidad el gobierno nacional permitió a las hidroeléctricas una mayor generación y obturó una posible salida del fluido.

La pregunta que moviliza al sector es cómo se ampliará la demanda para colocar el nuevo gas que prometen los proyectos de Vaca Muerta.

El gobierno provincial estimó para este año un crecimiento de la extracción del 20%, es decir que pasará de poco más de 55 millones de metros cúbicos diarios a casi 70 millones. Esos 15 millones de metros cúbicos más pueden conseguir destino el invierno de 2019, sin embargo el próximo verano si no se motorizan nuevas alternativas podría haber mayores volúmenes sin salida comercial.

Sin ampliación de la demanda las operadoras podrían moderar la velocidad de sus proyectos a la espera de que se amplíe el mercado para el gas. El esquema parece paradójico ya que el país, durante los meses de mayor consumo, continúa importando entre 40 y 30 millones de metros cúbicos diarios.

Un esquema que recorte las importaciones en invierno y que redireccione el cupo residencial sin destino en verano parece ser el esquema básico. Las exportaciones a Chile abrieron un nuevo camino, pero garantizar envíos estables al vecino país o a otros destinos internos como industria y generación, es el desafío.