Tecpetrol dio un paso sustancial en su operación en el área Fortín de Piedra: inauguró un gasoducto de 58 km para transportar su producción en Vaca Muerta.
Es un nuevo hito en su proyecto de desarrollo masivo del yacimiento, para el que prevé una inversión de unos 2300 millones de dólares hasta el 2019. Además, la empresa informó que dio otro salto en la producción al llegar a los 7,4 millones de metros cúbicos (MMm3) de gas no convencional por día, según La Mañana de Neuquén.
El brazo petrolero del grupo Techint construye también en el área una gran planta de procesamiento de gas, que en el 2019 procesará unos 15 MMm3/día.
LM Neuquén pudo constatar el intenso ritmo de los trabajos en medio del semidesierto cercano a Añelo: en el lugar crece casi una mini ciudad, con tráileres donde viven unos 950 operarios y calles internas por donde transitan camiones y maquinaria pesada destinada a la planta de procesamiento de hidrocarburos (ver aparte).
El gasoducto inaugurado permitirá evacuar el fluido hasta las cabeceras del sistema troncal administrado por TGN y TGS. La obra, realizada por completo por Techint Ingeniería, demandó cinco meses y 650 personas del total de 4500 empleos generados en el área. Se trata de un ducto de dos tramos, uno de 24 pulgadas y otro de 36, y tiene una capacidad de transporte diario de 18 MMm3. Insumió u$s 70 millones de los 2300 destinados a toda la operación.
“Hace cuatro años que venimos planificando esto. Vimos una oportunidad en la producción de gas. Estábamos preparados para abordarlo íntegramente y vamos alcanzando los objetivos trazados”, afirmó e presidente de Tecpetrol, Carlos Ormaechea, que trazó el cuadro de situación de la compañía en la cuenca neuquina.
La empresa, al igual que otras operadoras, acelera el paso en un contexto propicio en materia de precios, a partir del Plan Gas que establece subsidios los nuevos proyectos en Vaca Muerta. Hay un sendero de precios asegurado hasta el 2021, que determina para este primer año un valor de u$s 7,50 por millón de BTU.
Hoy Fortín de Piedra, parte de los 230 mil acres de Tecpetrol en la cuenca neuquina, cuenta con 26 pozos de gas en producción, 22 de perforación y 18 en proceso de terminación o a la espera de terminación.
A un año de iniciado su proyecto de inversión, los 7,4 MMm3/día que se extraen son el 10% de la producción neuquina.
En plena estepa frente a Añelo se levanta algo así como un barrio. Hay 950 obreros que por estos días dan forma a una planta de procesamiento de gas de Tecpetrol. Por ahí pasa el fluido que la empresa extrae de Vaca Muerta para procesarlo antes de transportarlo por el gasoducto que acaba de inaugurar.
La instalación luce imponente, con su tendido de caños de colores, motores y maquinarias dispuestas en centenares de metros a la redonda.
En términos generales, lo que se hace allí es separar el gas del resto de los hidrocarburos con los que sale desde las entrañas de Vaca Muerta. Recién luego de este proceso es inyectado al sistema para abastecer la demanda.
“Estamos haciendo un proyecto para procesar gas no convencional en tiempos no convencionales”, definió Pablo Videla, director comercial de Oil&Gas de Techint Ingeniería y Construcción, al graficar el desafío que implicó para el grupo encarar esta etapa del proyecto de Tecpetrol.
El incentivo de precios referenciales que fijó el Gobierno el año pasado para estimular la producción de gas no convencional en Vaca Muerta comenzó a dar sus frutos en las arcas fiscales. Este año, el Estado podrá ahorrarse alrededor de US$442 millones en sustitución de importaciones de gas licuado, gasoil y fueloil por producción local, según estimaciones privadas.
El Ministerio de Energía estableció el año pasado un esquema de precios referenciales para la producción de gas no convencional de US$7,5 por millón de BTU (la unidad de medida) para este año, de US$7 para el próximo; US$6,5 para 2020, y US$6 para 2021, informó La Nación.
Aún con este precio mínimo que el Gobierno le garantiza a las empresas productoras -por encima de los casi US$3 que paga el mercado internacional-, el Estado ahorrará costos, ya que la producción local reemplazará la importación de 3800 millones de metros cúbicos (Mm3) de combustibles líquidos, que son todavía más caros que el precio de referencia.
La estimación fue realizada por Tecpetrol, el brazo energético del Grupo Techint , que hizo el cálculo en base a la demanda anual proyectada y a la producción total estimada de gas no convencional, entre lo que extrae la petrolera en Vaca Muerta (actualmente es 7,4 Mm3 diarios) y la de otros jugadores de la zona.
El ahorro está en la diferencia entre el precio de los combustibles alternativos al gas natural (gas líquido a un precio de US$8 por millón de BTU en invierno y de US$9 en verano; gasoil a US$16, y fueloil a US$10,5) y la producción de shales (yacimiento no convencional) local a US$7,5 el millón de BTU. El ahorro total alcanza los US$442 millones (US$106 millones en gas líquido, US$313,9 millones de gasoil y US$22,3 millones de fueloil).
"El subsidio de la resolución 46 que firmó el Gobierno es un incentivo que no le cuesta dinero al Estado, ya que la producción reemplaza los combustibles que habría que usar si no estuviera Vaca Muerta", dijo Carlos Ormachea, presidente y CEO de Tecpetrol, la empresa que le anunció al Presidente una inversión en la zona de Fortín de Piedra, en Neuquén, de US$2300 millones en marzo del año pasado, y ya lleva ejecutados US$1100 millones.
"Hay varios proyectos que hoy no existirían si no estuviera ese subsidio. El Gobierno facilitó el arranque de algo que nos puede llevar a un gas más barato en el futuro. En Estados Unidos, el desarrollo del shale gas comenzó igual. Entre 2005 y 2008, el estado les dio a las empresas un precio subsidiado de entre US$8 y US$14 por millón de BTU. Después hubo una sobreoferta y el precio hoy está en US$3. En la Argentina podría pasar lo mismo en cuatro años. El problema va a ser la demanda y no la oferta", agregó Ormachea.
Según la visión del ejecutivo de Tecpetrol, cuando los proyectos en Vaca Muerta se multipliquen, el país va a tener un escenario de precios de gas a la baja. "Hay mucho por mejorar en los costos, como por ejemplo hacer más barato la operación y bajar los tiempos muertos. También va a ser fundamental bajar la logística, todos los insumos se mueven con camiones, por eso es necesario mejorar las rutas", dijo.
El desarrollo de Vaca Muerta también podría intensificarse con la extracción de petróleo en la zona, ya que, con un valor del barril que superó la barrera de los US$80 a mediados de este mes, el incentivo de precios lo impone directamente el mercado.
"Cuando se tomó la decisión de extraer gas no convencional en la zona, el precio del petróleo estaba muy bajo. El timing de invertir en gas, en cambio, dependía del contexto y no tanto del mercado. El contexto era de un la región que es deficitaria y de un precio de importación alto. Ahora hay un contexto y un mercado que viabiliza el desarrollo de Vaca Muerta para los dos hidrocarburos", indicó Ormachea.
En los reservorios convencionales, el gas y el petróleo están alojados en rocas porosas y permeables, por lo tanto los hidrocarburos fluyen más fácil hacia los pozos que extraen los líquidos. En cambio, en las formaciones no convencionales, la situación es exactamente contraria: la roca tiene baja porosidad y escasa permeabilidad (semejante a la del asfalto de la ruta).
"Para dar un ejemplo muy bruto, la roca permeable es una piedra pómez, los hidrocarburos fluyen. Mientras que el shale es un mármol, se necesita hacer algo para que los líquidos fluyan", graficó Ormachea.
La forma de mejorar la permeabilidad de manera artificial es abrir fisuras en la formación para que el gas y el petróleo puedan escapar. El proceso se realiza a través de estimulación hidráulica, que significa inyectar agua para generar las fisuras, y arena para mantenerlas abiertas. "Esta técnica fue desarrollada en los años 40 en Estados Unidos y se aplica regularmente en la Argentina desde los años 50", explica un informe realizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).
Si bien los reservorios convencionales también pueden requerir estimulación hidráulica, en el caso de los hidrocarburos no convencionales es necesario crear la permeabilidad con más magnitudes de inyección de fluidos y con más pozos, que también se desarrollan de forma horizontal (en forma de L), en vez de las habituales perforaciones verticales.
Vaca Muerta ocupa una superficie de 30.000 kilómetros cuadrados en la Cuenca Neuquina, que se expande por Neuquén, Río Negro, La Pampa y Mendoza. Según estimaciones privadas, la Argentina tiene recursos técnicamente recuperables de gas de 802 trillones de pies cúbicos y 27.000 millones de barriles de petróleo.
Ricardo Livieres, el gerente de operaciones de Argentina de ExxonMobil, expuso en las V Jornadas de Energía de “Río Negro” y explicó las distintas estrategias que desarrolló la compañía a lo largo de 10 años en Vaca Muerta.
Según el diario Río Negro, Exxon acaba de terminar el pozo no convencional de rama lateral más extenso de la Cuenca Neuquina: 3278 metros lineales. La compañía se ha destacado por contar con Pozos de alta productividad.
Livieres aseguró que acaban de poner en producción el pozo Aguada de los Loros h4 que en 30 días consiguió una producción acumulada de 46 mil barriles equivalentes de petróleo y gas.
La operadora anotó los anteriores dos Pozos con mayor producción de la Cuenca Neuquina. “Son unos cuantos Pozos los que tenemos pero son muy productivos”, dijo el directivo de Exxon.
Destacó las políticas tomadas por Nación y Proivncia para la industria como el precio del gas y el acuerdo de productividad. También planteó la necesidad de mejorar La infraestructura en la zona menos desarrollada de Vaca Muerta.
“Hoy nadie discute si Vaca Muerta es posible. Hoy estamos todos encaminados en su desarrollo”, fueron las palabras con las que el gobernador, Omar Gutiérrez, abrió ayer la V Jornada de Energía del diario “Río Negro” en la que dejó varios anuncios: espera sumar cuatro nuevas concesiones no convencionales al mapa de la Cuenca Neuquina antes de fin de año; anticipó que en 2019 se sumarán 18 equipos de perforación para alcanzar un total de 54 en actividad y; se duplicará la cantidad de bloques que se encuentran en desarrollo masivo sobre Vaca Muerta.
El escenario trazado por el mandatario fue ratificado por los representantes de las principales petroleras como YPF, Tecpetrol y ExxonMobil, también por las empresas de servicios Ingeniería Sima y Electrificadora del Valle (Edvsa) que participaron ayer de las exposiciones en el hotel del Casino Magic.
Gutiérrez fue quien le dio el marco político al encuentro con eje en los no convencionales al pedir que se dejen de lado planteos como el “no al caño” y señaló que Vaca Muerta tiene un rol central como “motor económico” de la provincia y el país.
Además detalló que así como se proyecta llegar a 54 equipos de perforación trabajando en simultáneo el año entrante, también estimó que “serán 6 ó 7 los bloques en desarrollo masivo, es decir el doble de los tres que hoy tenemos”. Que los proyectos pasen a desarrollo masivo significan nuevas inversiones y un incremento sustancial de la producción.
También recordó que el 50% del petróleo y el 55 % del gas que se producen en la provincia son no convencionales. “Hace dos años la Cuenca Neuquina producía 40 millones de metros cúbicos de gas por día y en abril llegamos al récord de 66 millones de metros cúbicos”, destacó y aseguró que con Vaca Muerta “el país tiene hoy la posibilidad de recuperar la senda de la exportación”.
El gerente regional del Activo No Convencional de YPF, Gustavo Astie, fue quien ratificó parte del anuncio al revelar que luego de la segunda mitad del año el área La Amarga Chica, en donde junto a Petronas extrae petróleo no convencional, ingresará en la fase de desarrollo masivo de su producción.
Además Astie señaló que el objetivo de YPF es duplicar la producción no convencional pasando de los actuales 110.000 barriles equivalentes de petróleo diarios a unos 223.000 en 2021. Plazo en el cual la petrolera de bandera buscará elevar sus actuales 11 equipos de perforación a un total de 20.
La petrolera es la principal operadora de Vaca Muerta en donde Astie señaló que cuentan con 772 pozos en producción y que su producción representa el 20% de la extracción total de la Cuenca Neuquina.
Desde Tecpetrol fue su director general Horacio Marín quien reveló que la firma proyecta duplicar en abril del año entrante el actual nivel de producción del bloque Fortín de Piedra para alcanzar los 15,5 millones de metros cúbicos de gas por día.
Marín anunció en las jornadas que el principal bloque productor de gas no convencional de Vaca Muerta logró marcar un nuevo récord y actualmente registra una producción diaria de 7,5 millones de metros cúbicos, un caudal más que importante si se tiene en cuenta que toda la Cuenca Neuquina produce 66 millones de metros cúbicos diarios de gas.
Para alcanzar ese nivel de producción el director de Tecpetrol explicó que el área cuenta con 44 pozos perforados, de los cuales 26 ya se encuentran en producción y poseen otros 22 en la etapa de fractura.
A su vez detalló que la firma concluyó recientemente la obra del gasoducto de 68 kilómetros de extensión y alcanzó un nivel de inversión de 1.100 millones de dólares en poco más de un año de desarrollo.
El gerente de Operaciones de ExxonMobil Argentina, Ricardo Livieres, detalló los buenos niveles de producción que han alcanzado los pozos perforados en las áreas Bajo del Choique y Los Toldos 1, también reveló que “estamos en negociaciones con la Provincia para tener la concesión para la explotación del área Sierra Chata”.
YPF anunció que en este año se invertirán 1.883 millones de dólares en la Cuenca Neuquina. Desde el 2012 acumulan un desembolso de 8.427 millones de dólares.
Una de las apuestas de la V Jornadas de Energía de “Río Negro” fue la presencia de empresarios locales. Diego Manfio, vicepresidente de Ingeniería Sima, y Osvaldo Nunzi, presidente de Edvsa, coincidieron en la importancia del valor agregado regional.
Manfio aceptó la intervención del gobernador Omar Gutiérrez que, desde el público, acotó: “Vaca Muerta ya es una realidad”. El empresario además destacó los desarrollos realizados a la fecha, donde su empresa terminó trabajos para YPF, Shell, Exxon y Tecpetrol, entre otros, y describió el esfuerzo realizado para conseguir los elevados estándares de calidad en seguridad y medioambiente que requiere la industria.
Nunzi por su parte destacó las políticas de precio aplicadas porque permitieron reactivar las inversiones de las operadoras. “Estamos en el momento y el lugar adecuado”, dijo. También destacó la creación de espacios para negociar sin imposiciones: “Creo que estamos dando pasos concretos en este sentido”. Sima tiene 800 empleados en todas sus áreas. Edvsa cuenta con 1.500 trabajadores.
FS/PA
