La división de Aguada Pichana en dos nuevos bloques y la suma de un tercero abrieron un inédito modelo de asociación. Cuatro petroleras acordaron participaciones sólo para la formación Vaca Muerta. Para la Provincia no existe conflicto.
Uno de los acuerdos más significativos que se firmó para Vaca Muerta este año fue la división del bloque Aguada Pichana. De esa negociación sobresalen dos aspectos: por un lado la apuesta creciente por “achicar” las áreas a explotar y, por otro, el modelo de asociación que sólo delimitó las participaciones para la formación Vaca Muerta.
El extenso bloque que operaba Total, con 1.366 kilómetros cuadrados, fue partido en Aguada Pichana Este (APE) y Aguada Pichana Oeste (APO) a la que también se le anexó Aguada de Castro (ACAS).
Tras el acuerdo, APE quedó con una superficie total de 761 kilómetros cuadrados y a cargo de Total (41% y operador), YPF (22,5%), Wintershall (22,5%) y Pan American Energy (14%). Mientras que APO y ACAS suman 605 y 163 kilómetros cuadrados y son desarrolladas por Pan American Energy (45%) y los socios serán YPF (30%) y Total (25%).
Las tres nuevas áreas obtuvieron por parte de la provincia una nueva concesión no convencional de 35 años. El bloque funcionaba con una concesión convencional. Además las compañías solicitaron ingresar a los beneficios del denominado nuevo Plan Gas que crea un sendero de precios para el gas entre 2018 y 2021.
Sin embargo uno de los datos más significativos fue que los porcentajes de participación no se hicieron por superficie total sino que sólo para la formación Vaca Muerta. Este esquema inaugura un modelo inédito para los no convencionales argentinos.
Es decir que si las empresas deciden ir, por ejemplo a formaciones tight, utilizarán la anterior composición de participación. El desembolso de los 1.150 millones de dólares comprometidos se integrarán de acuerdo a los porcentajes firmados en julio de este año.
En una consulta de “Río Negro Energía” a técnicos de la provincia sobre la interpretación legal del acuerdo, aseguraron que se trata de un entendimiento entre privados y que no genera conflicto con la normativa vigente. Las concesiones en el país, a diferencias de otros lugares en el mundo, son por superficie y no por formaciones (profundidad). En este caso se hace una especie de paréntesis para la formación shale neuquina, enterrada a unos 3.000 metros.
Es la primera vez que se conoce un acuerdo de éstas características en el país. Para la Provincia podría resultar beneficioso porque permite, con las nuevas concesiones no convencionales otorgadas, calcular regalías con un tope del 12% para el shale –como establece la modificada ley de hidrocarburos–, pero aplicar las condiciones de las ley provincial 2.615 para los hidrocarburos tight y convencionales que salgan del bloque, que permiten llevar la obligación hasta el 18%.
u$s 1.150 millones de dólares invertirán las cuatro petroleras en el nuevo proyecto para las áreas subdivididas.
VICTORIA TERZAGHI
Para el secretario de Energía, Sebastián Caldiero, la clave fue la renegociación de los contratos. Destacó la performance del bloque Agua Salada y anunció la licitación de dos áreas.
Estamos cerrando un año que fue complicado, pero que resultó no ser tan malo como pensábamos y con muchas expectativas de un 2018 mucho mejor”, aseguró el secretario de Energía del gobierno de Río Negro, Sebastián Caldiero. Y explicó que antes de fin de año se espera culminar con la licitación de dos bloques que se sumarán a las tres nuevas uniones de empresas (UTE) que pautó la estatal Edhipsa.
En el mapa de los hidrocarburos del país Río Negro se mantiene como la quinta productora de petróleo y la séptima de gas, y en un balance a julio en donde hubo una caída generalizada en la producción, los yacimientos de la provincia lograron no ser una isla en el mar, pero sí mantenerse a flote.
“En lo que es petróleo la caída fue de sólo el 1% y en gas, a diferencia de la caída a nivel nacional, la provincia tuvo un crecimiento del 10% en la producción”, indicó Caldiero en diálogo con “Río Negro Energía”.
El secretario explicó que la actividad se vio fundamentalmente apuntalada por los resultados de dos de sus áreas: Estación Fernández Oro (EFO) operada por YPF y Agua Salada con Tecpetrol.
En ambos casos Caldiero detalló que “son áreas que tuvieron en lo que va del año un crecimiento en su producción superior al 30%”. Y anticipó que en el caso de Tecpetrol se espera una nueva campaña de explotación con seis pozos.
Remarcó que gracias a los contratos de renegociación pautados entre 2013 y 2014 se logró llegar a acuerdos con áreas en las que los compromisos de inversión estaban rezagados. “La relación con las empresas es cordial pero los intereses en años complicados como este se contraponen y por eso se presentaron dos reclamos de parte del Estado”.
Pese a las adversidades en cuanto a los valores internacionales del crudo, la empresa estatal Edhipsa logró sumar dos nuevos aliados a través de uniones transitorias de empresas y en no mucho más de un mes se espera sumar un tercer socio, esta vez en una área ya en producción.
“Los acuerdos que cerramos fueron con Oil MS para exploración en Puesto Zúñiga y CGC para Angostura, con una asociación por carry de entre el 10 y el 20%”, detalló el secretario de Energía.
Para Caldiero la provincia logró campear el temporal internacional de la mano no sólo de buenos descubrimientos como ocurrió en Agua Salada, sino también con la ampliación de los compromisos en exploración, entre los que remarcó la importancia del plan por 74 millones de dólares que Pampa Energía comprometió a realizar en los próximos dos años en Río Neuquén.
La provincia tiene un total de 18 áreas a licitar, entre ellas algunas de las revertidas hace poco tiempo, sobre 44 bloques en etapa de exploración y explotación con una quincena de firmas operando en ellas a las que se sumó recientemente Energy Com S.A. (ex Américas Petrogas) con la concesión para la explotación del área Vaca Mahuida.
Con dos licitaciones en carpeta para cerrar antes de fin de año, el titular de Energía destacó que “por los buenos resultados obtenidos en algunas áreas ya se cumplieron anticipadamente los compromisos de inversión como es el caso de Estación Fernández Oro que ya tiene nuevos proyectos de ampliación”.
Y remarcó que “la perspectiva que tenemos es que el año que viene va a ser mejor, no sólo por cómo resultó este año, sino porque hubo buenos descubrimientos en las exploraciones”.
En cuestión de días el gobierno de Río Negro abrirá el llamado a licitación para un área lindera a Estación Fernández Oro (EFO) y antes de fin de año hará lo mismo con otra que fue revertida en febrero.
En el primer caso se trata del bloque Cerro Manrique, en donde los compromisos de inversión deben superar la base de 33 millones de dólares que marcó YPF al momento de presentar su propuesta.
La segunda en entrar en licitación es Catriel Oeste, donde el proceso se desencadenó a partir de una propuesta elaborada por el mismo municipio que Catriel, que a través de una unión transitoria de empresas quiere entrar a jugar en el mundo de las operadoras, a partir de los fondos de su fundación.
2 son las UTE que la estatal Edhipsa pautó este año, con Oil MS y CGC. Se espera sumar otra en el próximo mes.
390 millones de dólares alcanzan los compromisos de inversión para este año.
FEDERICO ARINGOLI
La totalidad de las perforaciones productivas a la formación shale son horizontales. La carrera por alcanzar más metros la lidera Exxon, pero YPF prepara otro superpozo.
Para explicar cómo es Vaca Muerta en una charla con amigos alguien podría decirles que piensen en una placa de mármol. Y que de allí sale petróleo y gas. Pero para completar la imagen deberían pedirles que imaginen esa misma placa de mármol pero con una superficie de unas 150 veces el tamaño de la Capital Federal y con un espesor que –en algunos sectores– llega a tener seis veces y media la altura del Obelisco.
Los geólogos parecen haber encontrado la forma de aprovechar esa roca gigante: las perforaciones horizontales. Pero ¿qué extensión y tecnologías se necesitan?
YPF es la que más sabe sobre la roca generadora de la Cuenca Neuquina. Tiene casi 600 pozos perforados en los últimos cinco años. Sin embargo recién en enero de 2016 migró su estrategia a perforaciones horizontales. Tras el “ramp up” de 2014, donde Loma Campana llegó a tener más de 20 equipos de perforación, la compañía consiguió en poco más de 18 meses mejorar la productividad de sus pozos con aumentos superiores al 23% en las acumuladas y una reducción de costos por encima del 36%.
Actualmente el bloque tiene sólo dos torres. La zona de confort para la petrolera nacional son los pozos de 1.500 metros de rama lateral y 18 etapas de fractura. El costo para estas perforaciones pasó de 11,7 millones de dólares a 8,7 millones de dólares en un año. Y según los últimos datos de la compañía consiguió perforaciones de esa categoría en 7 millones y 16 días de trabajo.
El equipo de no convencionales de YPF tiene también muy buenos resultados con pozos de 2.000 y 2.500 metros. Pero su mayor logro es un piloto de 2.715 metros de rama lateral que será fracturado en los próximos días. Sin embargo la apuesta va más allá: en 45 días iniciarán un pozo de 3.200 metros horizontales con 40 etapas de fractura y un costo de entre 10 y 12 millones de dólares.
Pero por estas horas, el pozo más largo que existe en Vaca Muerta lo completó recientemente Exxon. Se perforó en Los Toldos Sur 1 y tiene 3.000 metros de rama lateral y 40 etapas de fractura. En ese área son socios de APASA, Tecpetrol y GyP. Desde la firma norteamericana anticiparon que tienen en carpeta otros tres pozos similares en el bloque Pampa de las Yeguas junto a YPF.
Exxon se apoyó en la experiencia de su subsidiaria XTO, una de las principales compañías de los no convencionales norteamericanos. Anotaron que uno de los principales desafíos fue la disponibilidad técnica en el país. Comentaron que para esta empresa se necesitan grandes equipos de perforación, con mucha capacidad portante en el piso de trabajo, envergadura de perforación y gran potencial de bombeo.
Desde la compañía no informaron sobre los costos de la perforación.
Otro de los grandes jugadores en Vaca Muerta es Shell. La firma angloholandesa inició su plan de perforación desde cero con pozos horizontales. Comenzaron con ramas laterales de 500 metros y ahora se enfocan en los de 2.000 metros y con segmentos de entre 20 y 30 etapas de fractura. La firma consiguió colocar varios pozos entre los más productivos de Vaca Muerta.
Ante una consulta de “Río Negro Energía” indicaron que utilizan tecnologías de geonavegación, con monitoreo en tiempo real que hacen desde los centros que tienen Houston y Calgary. La incorporación de tecnología utilizada en Norteamérica, como batch drilling y plug nd perf, les permitió llegar a buenos resultados pero analizan sumar otras técnicas como camisas deslizables (que ya usan otras compañías ) y sumar zipper frac (cierre con cremallera).
Pan American Energy (PAE) tiene plan propio para los no convencionales. En su yacimiento insignia en la Cuenca Neuquina, Lindero Atravesado, terminará el año con 23 nuevos pozos en objetivos shale y tight. En la agenda se anotan pozos horizontales a Vaca Muerta en Bandurria Centro, Coirón Amargo Sur Este y próximamente en Aguada Pichana Oeste.
La compañía que conduce la familia Bulgheroni ensayará con perforaciones de 2.000 metros de rama lateral y 80 etapas de fractura. También proyectan, para Bandurria Centro donde son operadores, un pozo de 2.500 metros de rama horizontal.
Según indicaron desde la petrolera, el costo para las perforaciones de 1.500 metros de rama horizontal con 60 fracturas, con destino a Vaca Muerta, se encuentran en el orden de los 8,5 millones de dólares. Para los de 2.000 metros los valores alcanzan los 10 millones de dólares. Sin embargo los mejores resultados los obtuvieron en los pozos tight (4.500 metros finales) en los que en un año bajaron un 53% los costos para llegar a los 6,5 millones de dólares.
Otro de los competidores fuertes que desembarcó en Vaca Muerta es Tecpetrol. La petrolera del grupo Techint lanzó un agresivo proyecto de inversión de 2.300 millones de dólares para dos años. Apuesta a llegar a 10 millones de metros cúbicos de gas en el primer trimestre de 2019, es decir en 18 meses.
Trabaja con cinco equipos de perforación en Fortín de Piedra y ya terminó 20 pozos con los que espera llegar, desde 750 mil metros cúbicos, a 5 millones de metros cúbicos en los primeros meses de 2018.
Informaron que trabajan con perforaciones de 2.000 metros de rama lateral y unas 27 etapas de fractura. Utilizan el esquema de pad de cuatro perforaciones por sección.
La petrolera de capitales nacionales Pluspetrol también redefinió su plan de perforaciones para Vaca Muerta. Tras conseguir la concesión no convencional de 35 años para Centenario Centro. Sin embargo la firma ensaya con perforaciones horizontales en el promisorio bloque La Calera. Allí alcanzaron los 2.000 metros de rama lateral y esperan llegar a los 2.500 metros. Plantearon un desarrollo de 25 etapas de fracturas, con un promedio de una etapa cada 80 metros.
+u$s 7 millones es el costo para un pozo de 1.500 metros de rama lateral que consiguió YPF en los últimos meses.
+100 etapas de fractura tendrán los pozos de 2.400 metros que proyecta perforar PAE.
+219.000 barriles equivalentes de crudo produjo en 18 meses el pozo Bajo del Choique X-2. Según Exxon es uno de los mejores que tiene Vaca Muerta.
