Suplemento MasE 20181222

SÁBADO 22 DE DICIEMBRE DE 2018

LM NEUQUEN

El Recorte El gobierno nacional ajustará el subsidio a la producción de gas de Vaca Muerta. Están en riesgo el nivel de actividad y las inversiones en la cuenca neuquina.

Bandurria: multa de $32 millones y quita de licencia ambiental para YPF Deberá perforar en otras locaciones de su área.

Informe especial: cómo creció mes a mes el shale de la cuenca neuquina

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GNL para el invierno

Una info con los pozos de rama horizontal récord.

Otra empresa juega en el negocio del agua para el fracking

El gas de Vaca Muerta convivirá en 2019 con el gas licuado que se procesará en la planta regasificadora de Escobar.

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Energía Neuquina

Cuenca neuquina

sábado 22 de diciembre de 2018 - LMNEUQUéN

Ya se prepara el escenario energético para los meses fríos

Vaca Muerta convivirá en invierno con el GNL Pese al incremento de producción local, faltará gas en invierno. Por eso, se amplió la terminal regasificadora de Escobar. También se proyecta exportar producción neuquina desde Bahía Blanca mediante barcos.

Cristian navazo cristian.navazo@gmail.com

E

l fuerte incremento de la producción de gas no convencional de la cuenca neuquina produce una sobreoferta en los meses de altas temperaturas, pero aún no alcanza para suplir las importaciones en invierno, cuando crece la demanda doméstica.

Pese a que a mediados de octubre partió desde Bahía Blanca el buque Exemplar de la empresa Excelerate Energy, que durante una década regasificó los cargamentos de GNL que el país debió comprar para garantizar el abastecimiento, su ausencia deberá ser compensada en invierno.

Aún se mantiene operativo el buque regasificador de Escobar, en la provincia de Buenos Aires, y se trabaja para ampliar su capacidad para cuando lleguen los meses fríos. YPF y la empresa estatal Integración Energética Argentina (IEASA) ya terminaron los trabajos que permitirán elevar de 17 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d) a 22 Mm3/d la inyección de gas.

En diálogo con +e, Gabriela Aguilar,

vicepresidenta para América del Sur de Excelerate Energy, la empresa dueña del buque, señaló que en los próximos días comenzarán a realizarse las pruebas técnicas de los trabajos de ampliación, que consistieron en la instalación de equipamiento que permite hacer más eficiente la operación de la terminal y tener un importante ahorro en el GNL que se consume para llevar a cabo el proceso de regasificación.

Excelerate, IEASA e YPF avanzan en las conversaciones para elevar la capacidad a 30 Mm3 en el corto plazo. La idea del gobierno nacional era llegar a esa cifra en 2019, pero por los tiempos que demandarán los trabajos no se podrá lograr hasta 2020. Para inyectar ese volumen será necesario montar un nuevo brazo de descarga en el barco y realizar obras en el gasoducto de años permaneTGN en Cardales. ció en el puerto Con esa cifra, la de Bahía terminal de Escobar estará en condiciones de Blanca el buque regasireemplazar casi toda la ficador Exemcapacidad que aportaba el barco de Bahía Blanca, plar. que llegó a inyectar picos de 17 Mm3/d.

Por otro lado, Excelerate Energy se prepara para reconvertir su negocio en el puerto bahiense y acompañar el crecimiento de la producción de Vaca Muerta.

En enero presentará los resultados del estudio de prefactibilidad técnica que elabora junto a TGS para instalar módulos de licuefacción terrestres que permitirán

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pasar el invierno. Ya se trabaja para que no falte gas en Argentina durante los meses fríos.

LMNEUQUéN - sábado 22 de diciembre de 2018

sobrante en verano

nación autorizó la exportación a chile

faltante en invierno

se importará desde la terminal de escobar

transferir GNL a barcos de gran magnitud para almacenar y exportar.

Aguilar se mostró optimista con el proyecto que será presentado al gobierno nacional y a la industria. “Creemos que resultará muy atractivo para las empresas productoras que son las más interesadas en desarrollar Vaca Muerta y en colocar su producción, sobre todo en los meses en que baja la demanda del mercado argentino”, indicó.

Para financiar el proyecto se podría acudir a organismos multilaterales de crédito o a la Overseas Private Investment Corporation

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Cuenca neuquina exportar por bahía blanca crearán un proyecto modular de gnl

Energía Neuquina

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jugar de local

la producción ronda los 132 millones de m3 diarios de gas

meta ambiciosa

el país podrá exportar en buques metaneros

compras al exterior

argentina compra gas a bolivia y a chile en invierno

analizan proyectos

para sacar al exterior gas de vaca muerta

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Cuenca neuquina

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Cómo creció la producción. Vaca Muerta pisó fuerte

El empuje del shale se sintió mes a mes en el gas y el petróleo

Aceleraron.

Las petroleras aprovecharon el precio alto del crudo y el subsidio al gas.

En Neuquén subió un 20% la extracción de crudo, por el impulso de los no convencionales. Además, los pozos tight llevaron al podio la industria gasífera. adriano calalesina calalesinaa@lmneuquen.com.ar

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l empuje fue notable. Y vino de la mano de la producción no convencional, en el corazón de Vaca Muerta. Durante 2018, la producción de petróleo en Neuquén aumentó un 20,2%, de enero a octubre y 13,4% la de gas. La cifra deja ver entre líneas el combo efectivo entre la productividad de los pozos horizontales, la nueva tecnología más los beneficios del Plan Gas este año.

De acuerdo con los datos brindados por el Ministerio de Energía de Neuquén, en octubre pasado se hizo récord la producción de crudo en la provincia con 125.335 barriles diarios (bbl/d). El salto se dio entre julio y agosto, donde pasó de 113.005 bbl/d a 120.551 bbl/d, un 6,6% de un mes a otro. El 40% de esa producción se la lleva el yacimiento Loma Campana, con el no convencional, con más de 43.000 bbl/d.

El yacimiento que más generó es Fortín de Piedra, donde opera Tecpetrol, que saca más de 12 MM³/d de esa área que está en

pleno desarrollo masivo y con los beneficios durante este año de los u$s 7,5 el millón de BTU para su comercialización.

En lo que se refiere al gas, hoy Neuquén produjo en octubre 69,4 millones de metros cúbicos por día (MM³/d), con una evolución del 13,5% durante todo el año. Y en enero la producción fue de 61,1 MM³/d y el salto ocurrió en los meses de más demanda, entre mayo y junio donde pasó de 64,3 a 68,6 MM³/d.

El empuje de la industria en 2018 se dio por la producción no convencional en los yacimientos de Vaca Muerta. Es así que el 56,79% del petróleo que se sacó en Neuquén fue a través de los pozos con fracturas en varias etapas, más largos y de rama horizontal.

De esos reservorios se sacaron 71.168 bbl/d en octubre, que representan 1714 barriles más que en septiembre.

En tanto que, en la producción de gas, el desarrollo de los no convencionales es mucho más extenso. Por estos días en la cuenca se produce el 63,3% del gas bajo esa modalidad, que representan 44 MMm³/d sólo en octubre. Vale destacar que, de esa producción no convencional, 19 MMm³/d son de la producción de tight gas, (arenas compactas) que son pozos gasíferos que en algunos casos están en formaciones más profundas. En Lindero Atravesado, el yacimiento operado por Pan American Energy tiene un plan desde hace tiempo en desarrollo para el tight.

Tanto el shale gas como el tight tienen producciones similares, sin embargo, no fueron regulares durante todo el 2018. Hasta agosto pasado, la producción de gas de los tight se ubicaba en los 22,4 MMm³/d contra los 20,5 del shale. Sólo en septiembre y octubre el shale se despegó para pasar a los 25 MMm³/d.

La producción, a pesar de la incipiente baja del Brent (precio de referencia para Vaca Muerta) y los eventuales recortes al subsidio del Plan Gas (se iba a vender en u$s 6 a finales de 2021), tiende a dibujar una curva ascendente.

Se debe también a la baja en los costos, la optimización de los tiempos muertos y la incorporación de nueva tecnología en toda la cadena, que permite sacar mucho y más rápido el petróleo y gas de las entrañas de la tierra

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el gas llegó a valores que no se registraban hace diez años.

Producción total PETRÓLEO Enero 104.264 bbl/d Junio 112.782 bbl/d Octubre 125.335 bbl/d +20,2%

GAS Enero 61,1 MMm³ Junio 68,6 MMm³ Octubre 69,4 MMm³ +13,5%

NO CONVENCIONAL PETRÓLEO (shale y tight) Enero 45.010 bbl/d Junio 56.004 bbl/d Octubre 71.168 bbl/d +58,11%

GAS (shale+tight) Enero 32,2 MMm³ Junio 41,3 MMm³ Octubre 44 MMm³ +36,6%

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Cuenca neuquina

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No podrá operar en la misma locación

Bandurria: multa y quita de la licencia ambiental para YPF Deberá pagar $32,9 millones. La penalidad la impuso la subsecretaría de Medio Ambiente. La empresa puede perforar en el resto de la concesión.

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l gobierno provincial, a través de la subsecretaría de Ambiente, sancionó a YPF con una multa superior a los 32 millones de pesos por el derrame de hidrocarburos en el yacimiento Bandurria Sur. Al mismo tiempo, dispuso suspender en forma definitiva la licencia ambiental respecto de la perforación de los pozos YPF.Nq.LCav-26(h), YPF.Nq.LCav27(h), YPF.Nq.LCav-28(h) e YPF.Nq.LCav29(h) en locación 8 del área de concesión Bandurria Sur. “YPF reconoce la responsabilidad sobre lo ocurrido y su impacto, así como expresa su compromiso para finalizar a la brevedad la remediación, recuperando plenamente el área que fue afectada por el incidente”, señaló la compañía nacionalizada luego de

“YPF reconoce la responsabilidad sobre lo ocurrido y su impacto, así como expresa a la brevedad la remediación”, comunicó la empresa.

En el área del incidente hay un avance del 90% en la zona donde el derrame se dispersó en forma de gotas.

Trabajan 100 personas.

la sanción provincial.

El Ejecutivo, a través de la autoridad de aplicación de la ley de Ambiente correspondiente, determinó que el incidente ambiental ocurrido los días 19 y 20 de octubre de 2018 se trató de un “blowout” o surgencia descontrolada del pozo identificado como YPF. Nq.LCav-26(h) del yacimiento La Caverna.

Por tanto, corresponde sancionar a la persona jurídica YPF SA con la multa que se encuadra en lo dispuesto en el artículo 28 inc.

1 de la Ley 1875, por el incumplimiento a los deberes jurídicos contenidos en los artículos 10 y 15 de la norma.

La autoridad de aplicación impuso una sanción de 23.000 IUS, rango más alto permitido por ley, lo que determina una multa de $32.936.690.

“Desde la fecha del incidente, se desplegó un operativo masivo de remediación que lleva un avance del 90% en la zona del spray y del 40% en la recolección de tierra en la zona afectada por hidrocarburos. Un centenar de personas realizan las tareas manuales de remoción y poda de la flora afectada para acelerar el saneamiento, que se encuentra en su etapa final”, informó la empresa, y agregó que inició “un proceso de revisión total de la operación, que incluyó la creación de un equipo especial con las máximas autoridades de operaciones y medioambiente”, y “el relanzamiento al seno de todo el equipo de Upstream de la política de Calidad, Medio Ambiente, Salud y Seguridad

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En detalle

La era de los superpozos ExxonMobil tiene el nuevo récord. Las ramas laterales son cada vez más largas.

Torre de perforación

Superficie

Formación Vaca Muerta

Recorrido del pozo

NEUQUÉN Los Toldos 1 Sur está a unos 85 kilómetros al noroeste de Añelo.

Tiene unos 200 km².

En 2016 la extensión máxima de una rama lateral era de 1500 metros en promedio.

u$s 7000 millones

30 cm es el diámetro más ancho del recorrido.

En la etapa piloto, ExxonMobil prevé una inversión de unos 200 millones de dólares, para un total de unos 7000 millones de dólares en la etapa de desarrollo.

DETALLE

Los Toldos Block II Oeste

Un nuevo gigante DETALLE El nuevo pozo récord superará las 50 etapas de fractura en el primer tramo del 2019. La perforación vertical fue de 3494 metros.

Bajo del Toro

Bajo del Choique La Invernada Los Toldos Block I Norte Cerro de las Minas

La Escalonada

Águila Mora

Los Toldos Block I Sur Las Manadas

15 cm en la zona de las fracturas.

3494 m

Sierra Chata

31 DETALLE DE LA FRACTURA

FUENTE ExxonMobil e YPF INFOGRAFÍA IGNACIO SÁNCHEZ

San Roque

Pampa Negra Este

La rama horizontal más extensa equivale a 31 canchas de fútbol como la del Monumental de Buenos Aires (tiene 105 m).

En ese bloque, que YPF desarrolla junto a Dow, se consiguió un pozo de 2.715 metros de rama lateral en un un pad de seis pozos.

Récord previo en el área Los Toldos I Sur Fue en 2017. Ese pozo tuvo 3000 m de rama horizontal y se terminaron 40 etapas de fractura.

Área Loma Campana La perforación horizontal más extensa rendirá 1,5 millones de barriles.

3200 m Yacimiento de shale gas El Orejano

Área Los Toldos I Sur

2715 m

El pozo que anunció ExxonMobile el 19 de diciembre se llama LT1S.1005H. En total, es una perforación que superó los 6840 metros.

3346 m

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Opinión

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La mayor producción les da estabilidad a las expendedoras

Carlos Pinto Vicepresidente de la Cámara de expendedores de Neuquén y Rio Negro.

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la hora de hablar de las ventas en el mercado de combustibles, a nivel nacional ha habido una retracción. En Neuquén y Río Negro la baja no ha sido tan grave, en particular en las zonas donde el petróleo tiene mayor presencia, aunque sí se notó esta retracción en áreas donde la principal actividad es la fruticultura.

Particularmente, hay una serie de factores que nos preocupan y para los que sería deseable encontrar una solución en los próximos meses, en el marco del diálogo.

Uno de los temas importantes es el de los cargos aparte del costo de compra de los combustibles que tienen que sobrellevar los propietarios de estaciones de servicio. Están los casos de los cargos por tarjetas de crédito y los costos banca-

YPF y Total salen con gas a Chile La petrolera nacionalizada enviará producción de tres áreas y la francesa, de otras dos en Neuquén.

L

a Secretaría de Energía de la Nación autorizó a las empresas YPF y Total Austral a exportar gas de Neuquén hacia Chile, según consta en las resoluciones 312 y 313/2018 firmadas por el titular del área, Javier Iguacel.

En el caso de la petrolera bajo control estatal, venderá hasta 1,5 millones de metros cúbicos diarios desde las áreas El Portón y Loma La Lata-Sierra Barrosa.

Esta exportación tiene como destino a Aprovisionadora Global de Energía SA (AGESA), hasta el 1º de mayo de 2019. El precio acordado es de 4,05 dólares el millón de BTU. Por su parte, la operadora francesa fue autorizada a exportar gas desde los yacimientos San Roque y Aguada Pichana Este y desde la cuenca austral, por un volumen máximo diario de 2,01 millones de metros cúbicos. Podrá hacerlo hasta el 1° de octubre de 2019.

La compradora es la empresa generadora ENEL, a un precio de 4,15 y 4,05 dólares el millón de BTU, según volumen, en el caso del gas neuquino y de 3,55 dólares para el de la cuenca austral.

Las ventas están sujetas a interrupción cuando existan problemas de abastecimiento en el mercado interno.

En el caso de la cuenca neuquina, las exportaciones se habilitaron en octubre pasado. El gas producido en Neuquén volvió al mercado trasandino luego de una década sin envíos. Se trata de una muy buena oportunidad para la cuenca neuquina, en un contexto de crecimiento de la producción

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rios a pagar por los movimientos de efectivo. Son porcentajes altísimos que forman parte de los problemas que en un contexto económico como el actual, donde cualquier erogación se termina sintiendo, inciden en el negocio.

Los estacioneros afrontan además un escenario en el que los pagos por ventas realizadas con tarjetas de crédito se perciben casi siempre a tres semanas, mientras que la compra de combustible es al contado en el momento o a lo sumo con un par de días de diferencia.

La situación impositiva dentro de la provincia para el sector también es otro tema de preocupación. Hay cargas como Rentas que se pagan sobre el total de lo que se comercializa en las estaciones, y el 50 por ciento del precio del combustible está conformado por impuestos. Es decir, se aplica un impuesto sobre otro

impuesto. En el plano municipal, está el caso de las tasas como la de Comercio, que toman en cuenta las ventas y no la cantidad de metros cuadrados de superficie de las estaciones.

Respecto de la liberación de los precios, buscando que sean congruentes con el

La situación económica impone un desafío adicional para las estaciones de servicio, que platean una fuerte presión fiscal que dificulta el negocio. resto del mundo, cabe destacar que se generó un escenario en el que, como en el caso del gas, el país se encamina a tener un excedente y otro tanto sucede con el crudo, en franco crecimiento. La

mayor producción de hidrocarburos, con los saltos que se experimentaron en el último año, le quitan presión al mercado. El hecho de que se haya dejado de importar es trascendental, porque cuando ocurría, había que esperar que se cubrieran los cupos para diferentes sectores de la economía. Esto nos recuerda aquellas imágenes del pasado de faltantes de combustibles, de las que hoy estamos lejos. Esta situación del incremento de la producción trajo una estabilidad muy grande y notable.

Respecto de lo que viene, para el 2019, queremos ser optimistas y esperamos que la baja del crudo que se da en estos días no afecte las inversiones, de modo que el país se encamine no sólo a satisfacer la demanda interna de combustibles sino también a incrementar las exportaciones

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Cuenca neuquina

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La resolución 46. Nación está a punto de recortar el aporte

La caída del subsidio

jaquea al shale gas

Cambio de reglas. El gobierno nacional trata de negociar con las operadoras modificaciones en el subsidio que disparó la producción de Vaca Muerta.

Un punto de despegue para el gas

Fernando Castro fcastro@lmneuquen.com.ar

La normativa reactivó a Vaca Muerta

El día 1 El 31 de enero de 2017 el gobierno nacional anunciaba con bombos y platillos la puesta en marcha del subsidio al gas. Macri, Aranguren y Gutiérrez encabezaron el acto en Buenos Aires.

A

fines del 2016, la resolución 46 del Ministerio de Energía de la Nación le dio nueva vida a Vaca Muerta. El mecanismo de subsidios a la producción de gas establecido hasta 2021 reactivó los proyectos shale, terminó disparando la producción y despejó la posibilidad de que una crisis profunda desembocara en más despidos. Motorizó varios proyectos de operadoras de la cuenca neuquina, pero sobre todo uno, que avanzó como una tromba: Fortín de Piedra, el área en manos de Tecpetrol (Grupo Techint), un desarrollo inédito que en cuestión de meses terminó inyectando 18 millones de metros cúbicos diarios de gas (MMm3/día). Sobre todo en la última semana, este escenario comenzó cambiar de forma drástica: el ministro de Hacienda

El caso inédito de Fortín de Piedra Hoy es el área que más gas produce en el país. El 23 de marzo de 2017 Techint anunció la inversión de u$s 2300 millones. Ya llegó a los 18 MMm3/día. En el área levantó una gran planta para procesar gas.

de la Nación, Nicolás Dujovne, impone un recorte en los fondos que se repartirán para las empresas beneficiadas.

Es un cimbronazo dentro de la industria en la forma de un intempestivo cambio de reglas. La principal beneficiada por los subsidios fue Tecpetrol. Pero para acceder a ese beneficio invirtió, hasta ahora, unos 1600 millones de dólares.

La resolución que Nación se encuentra modificando por estas horas no aplicaba un tope a la producción del gas subsidiado: hubo una proyección inicial oficializada por las compañías, pero la letra del texto establece que todo el gas que produce una empresa que cuenta con la doble autorización (provincial y nacional) para acceder al beneficio recibirá el subsidio.

Se trata de un sendero de precios hasta el 2021, que este año implicó un aporte del Estado para cubrir la diferencia entre el valor de mercado y los u$s 7,50 por cada millón de BTU extraído en Vaca Muerta.

La resolución ideada por el ex ministro de Energía Juan José Aranguren, y que fue parte de un paquete que incluyó la adenda al convenio colectivo de trabajo petrolero, entró en tensión este año, cuando el mayor volumen de gas producido implicaba un megamillonario desembolso. Todo lo contrario al duro ajuste aplicado por el Gobierno luego de recurrir al auxilio del Fondo Monetario Internacional (FMI), que también le exige dejar de subsidiar la

Dujovne e Iguacel, recorte en mano El ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne, le pone límites al subsidio. Iguacel promete 500 mil empleos por el desarrollo de Vaca Muerta. Pero el cambio de reglas pone otra vez tensiones e incertidumbre en la industria.

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El gobierno

Gutiérrez exigió la aprobación de todos los proyectos y la quita de retenciones El gobernador Omar Gutiérrez le exigió ayer al gobierno nacional la aprobación de todos los proyectos de las operadoras que buscan acceder al subsidio establecido en la resolución 46. “Nosotros ya aprobamos 17 de estos proyectos presentados con las operadoras. Fueron hablados oportunamente con el gobierno nacional, que hasta el momento sólo aprobó 6 de estos 17. Por eso estamos reclamando, exigiendo, que se aprueben para que entren en vigencia”, afirmó el neuquino durante un encuentro con periodistas en la Casa de Gobierno. “Debemos decir que el Gobierno se encuentra dialogando, pero hay que cerrar este tema para darles previsibilidad a las inversiones y generar el desarrollo de las áreas no trabajadas hasta el momento”, expresó.

Para Gutiérrez, el programa tiene financiamiento asegurado. “Los recursos están incluidos en el presupuesto nacional para el 70% de la proyección de los 17 proyectos”, dijo. Por el otro “30% se hizo un fideicomiso para generar la captación de los recursos económicos para avanzar por el 100%” de los fondos que se necesitarán.

Gutiérrez afirmó que desde el gobierno nacional lo consultan diariamente por este tema, en el contexto de “un programa que ha avanzado más rápidamente (Fortín de Piedra)”. Nación, afirmó, está viendo

energía. En este contexto, el gobierno neuquino autorizó hasta ahora 17 proyectos. Solo seis están en marcha, y los restantes esperan por la resolución de la secretaría que conduce Javier Iguacel. Las operadoras consultadas no ocultan su malestar ante el nuevo cambio de reglas a punto de plasmarse. Hay unos 700 millones de dólares para este subsidio en un fideicomiso establecido por ley para el 2019. El nuevo reparto de este fondo, en el que Tecpetrol muy probablemente reciba menos por su gas, se suma a la refinanciación de la deuda del anterior plan estímulo. En un contexto en que Nación debería poner alrededor de 1500 millones de dólares en 2019 para cubrir el subsidio, fuentes consultadas consideran que quizás al brazo petrolero del grupo Techint le reconozcan sólo la mitad de su producción, hoy de 18 MMm3/día. Una chance es que perciba subsidio sólo por 8,5 MMm3 y que el resto de los fondos se repartan entre otras compañías, incluso estableciendo un nuevo sendero de precios. A todas luces un marco que desecha el anterior, en tiempo récord. Un tema central es cómo esto podría llegar a impactar en la cuenca neuquina, y la postura que tomará la principal productora de gas que, por caso, provocó el pleno empleo de la construcción (ocupó 4000 operarios). Algunos sostienen que, en un contexto de afectación del subsidio,

“cómo distribuye los recursos con las operadoras y nos consultan; estamos reclamando rápidamente que estos programas se aprueben”.

El gobernador consideró que la falta de aprobación es “una nube en el horizonte que hay que despejar, como también las retenciones a la exportación de petróleo”.

Sobre esto, planteó que “ha generado fricciones entre los actores, y ahora hay una discusión entre las operadoras y las refinadoras” que quieren pagar el valor del crudo más retenciones, como si se tratara del valor de exportación. Propuso “la eliminación de las retenciones o bien su compensación” para terminar con otro de los temas que preocupan en Vaca Muerta.

se incline por producir menos. Esto, en un escenario en el que otras operadoras podrían cubrir, si reciben la nueva versión de subsidio en elaboración, la cuota que no produciría Tecpetrol si decidiera desacelerar y “guardar” su gas hasta el momento en que lo crea más conveniente para recuperar su megamillonaria inversión en Neuquén. Algo riesgoso para el gobierno provincial, porque impactaría en la recaudación y la actividad económica

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Gremio petrolero

Pereyra cuestionó las idas y vueltas “Cambian las reglas”

“Un gobierno que se jacta de trabajar con reglas claras lo primero que hace es cambiar sus compromisos con el área más dinámica. Salen a vender Vaca Muerta por el mundo y enseguida cambias las reglas”, dijo el gramialista.

Víctor Carcar, secretario general

“Todavía hay unos mil operarios que trabajan en este proyecto. No sé si esto afectará el plan de Tecpetrol. Pero la modificación de las condiciones de la resolución me parece que puede afectar la llegada de nuevas inversiones”.

Tanto gas como para cruzar la cordillera

El crecimiento de la producción de gas del último año, en buena medida amparado por el incremento del subsidio, implicó la apertura del frente externo: luego de 12 años, el gas neuquino volvió a cruzar la Cordillera de los Andes.

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El agua es un insumo preciado para la fractura hidráulica.

La carrera del agua para Vaca Muerta Plan. Un nuevo proyecto de abastecimiento para fractura asoma en el horizonte de la formación neuquina. Es de una empresa norteamericana que comenzaría a construirlo a fines de marzo.

camilo ciruzzi cmail@yahoo.com.ar

V

aca Muerta es un peregrino sediento en medio del desierto. La formación es impensada sin la ingesta de enormes volúmenes de agua para lograr que la roca madre sea productiva. De hecho, cada etapa de fractura de un pozo en la cuenca neuquina usa casi un millón y medio de litros de agua (1500 Mm3).

Hasta agosto de este año se habían perforado unos 250 pozos para los que se usaron casi nueve millones y medio de metros cúbicos de agua, unos 930 millones de litros. Ese volumen de agente para las fracturas es actualmente transportado en su mayoría en camiones, lo que genera un enorme impacto medioambiental y en la escasa infraestructura vial de la provincia. Y eso que sólo hay cuatro desarrollos masivos en la cuenca.

Esta situación motivó que en 2012 se empezara a pensar en una red de ductos que llevaran agua desde el río hasta las locaciones de manera directa, algo que recién cuajaría en el primer semestre de 2019.

Ya existe un proyecto presentado por SIMA Ingeniería, pero otro competidor desembarcó en la provincia y ya tiene fecha de inicio. Se trata de la empresa norteamericana JMAC, que opera en Dakota del Norte y opera en Bakken a través de la subsidiaria WDW (West Dakota Water). A cargo del proyecto está el ex funcionario provincial, Gustavo Nagel, representante de la firma en Argentina.

“La idea es replicar el desarrollo que JMAC tiene en Bakken, en donde buscó la sinergia de todas las operadoras con una sola instalación de superficie (facility) de 250 kilómetros que suministra agua a granel o con

una cañería secundaria por hasta 50 mil m3 diarios”, explicó Nagel.

El proyecto local tiene varias etapas administrativas. Ya están tramitados los permisos de captación de agua en dos puntos: uno sobre el río Neuquén frente a la ET del EPEN en Añelo, y otro sobre el río Colorado al sur de Rincón de los Sauces.

Además, según explicó Nagel, están tramitados los permisos para extender la red de cañerías y aclaró: “El 100% de la superficie por la que vamos a pasar pertenece a tierras fiscales de la provincia”.

“La gran diferencia con otros proyectos es que tenemos fondeo propio y no hace falta recurrir a otras fuentes de financiamiento”, dijo el empresario.

Reveló que el proyecto tendrá un costo final de 80 millones de dólares que serán aportados por la empresa que lo contrató.

La red de agua tiene dos estaciones de bombeo y un tendido de 80 kilómetros de cañería hecha con un material especial. “Si bien la dimensión del bombeo depende de cada proyecto, nuestro esquema está preparado para bombear hasta 40 mil m3 diarios”, dijo Nagel. La primera etapa del proyecto se

El nuevo proyecto de abastecimiento asegura tener la fuente de financiamiento. iniciará a fines de marzo o principios de abril y estará concluida a principios de julio. El desarrollo tendrá una primera etapa con un punto de captación en el río Neuquén hacia una zona de almacenamiento y de ahí habrá abastecimiento por gravedad a los clientes que contraten el servicio.

La idea, explicó Nagel, es empezar por Añelo para poder recorrer a varios operado-

impacto

El volumen que circulará La primera etapa es un tramo de 12 km desde el río Neuquén hasta la meseta.

Incluye la toma de agua permanente, un tendido de tubería de 12 km y una pileta de acopio de agua.

El proyecto completo supera los 90 km.

Cada etapa de fractura insume entre 1200 y 1500 m3 de agua.

Desde enero hasta la primera quincena de

noviembre de 2018 se hicieron 7497 etapas de fractura (72 fueron con CO2), lo que da un estimado de 1113 millones de litros de agua.

Se hace un promedio de 4 etapas de fractura por día, unos 6 mil m3 de agua por pozo.

Por cada etapa además se usan 250 toneladas de arena (1800 toneladas de arena en 2018).

res. “Comenzamos en el río Neuquén hasta dentro de la Calera (Pluspetrol), lo que implica unos 20 millones de dólares. Sabemos que hay otra empresa que está trabajando con un contrato en ese lugar, pero nuestra ventaja es que tenemos el permiso para uso de agua y no para un operador”, dijo el empresario.

Agregó: “Hablamos con todos los operadores y la ventaja es que tenemos experiencia y background; tenemos posibilidad de transferir agua a precio competitivo y con seguridad y, sobre todo, somos sustentables”.

Hasta hoy algunas operadoras resolvieron sus necesidades con tomas temporales o camiones. Por ejemplo, Loma Campana de YPF tiene una red de acueductos y depósitos propios.

Shell tiene acueducto en Sierras Blancas y Cruz de Lorena, que toman agua de un canal de irrigación y la almacenan en piletas propias.

El Orejano (Dow-YPF) usa pozos de agua y acarreo en camiones. Lo mismo Sierra Chata (Pampa Energía, Total y Mobil Argentina).

“Lo que decimos es que te llevamos agua a ese lugar a un precio competitivo. No medimos contra el mercado sino con los precios del operador. Nuestros precios varían en función del lugar y las distancias, por ejemplo, en La Calera tenemos que dimensionar cuánto van a necesitar para poder ser competitivos en relación a su proyecto”, dijo.

Comparó el desarrollo con la venta de un auto último modelo: “No se cierra primero el contrato con el comprador, se desarrolla el auto y luego se genera el mercado. Con esto es igual porque tenemos un producto confiable, competitivo y con garantías de proceso”.

Nagel conoce el proyecto de la empresa neuquina Ingeniería Sima y admitió que “se trata de una carrera” en la que quien primero llega es el que gana.

“Es una apuesta fuerte en la industria y por ahora no hay mercado para dos jugadores. Sería una picardía invertir en dos proyectos casi iguales”, dijo, aunque reconoció que “en 5 o 6 años tal vez sí podemos jugar varios”.

La obra de Sima

Tal como lo informó +e el 13 de octubre pasado, SIMA ya comenzó la ejecución de la primera etapa de su acueducto al que llama Agua Distribuida para la Competición de pozos no convencionales. Es un acueducto de 20 pulgadas y 68 kilómetros de extensión, desde el yacimiento La Calera hasta Parva Negra. La idea es transportar unos 30.000 metros cúbicos de agua por día del río Neuquén para Vaca Muerta. “La obra ofrece una infraestructura que quedará en la provincia mas allá de Vaca Muerta”, menciona Diego Manfio, VP Ejecutivo de SIMA

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Empresas y negocios

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Energía Neuquina

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El primer proyecto de fabricación argentina

Sello local.

Tubos para el petróleo La empresa Zoxi SA ya fabrica tubería flexible para Vaca Muerta.

El producto suele importarse. adriano calalesina adrianoc@lmneuquen.com.ar

A

veces es necesario soñar en grande para apostar a fuertes resultados .

La frase bien puede servir para la empresa neuquina Zoxi SA, que desde hace unos días empezó a fabricar tuberías flexibles para los gasoductos internos, el transporte de agua y crudo en Vaca Muerta.

La iniciativa empresarial hasta ahora es única en el país. La mayoría de esos elementos se importan desde Canadá o Estados Unidos por lo que el sistema Z-Flex de

la compañía está en condiciones de meterse de lleno en el mercado hidrocarburífero, con un servicio que hoy se extiende por el desarrollo de la actividad a gran escala.

Gabriel Gratil es gerente general de la compañía y sostuvo: “El proyecto es muy grande, es la cuarta planta en el mundo que está fabricando estas tuberías y funciona desde el viernes pasado (14 de diciembre)”.

Se trata de un sistema de tubería enrollable preparado para usar al instante, diseña-

40 km

Es la meta que tiene la empresa Zoxi SA por mes durante el 2019 en cuanto a la fabricación de tubería flexible. La idea es exportarlas también a Chile, Bolivia y Perú.

do para el transporte de agua, petróleo y gas en servicios de alta presión. La vida útil del elemento es de más de 20 años. El producto es de polietileno de alta densidad (HDPE) y polietileno de alta temperatura (PE-RT). La capa externa es resistente a los rayos UV. Las tuberías se fabrican en la planta de la

localidad de 25 de Mayo, La Pampa, y algunas operadoras y empresas de servicios ya encargaron el producto, que antes lo tenían que importar.

Actualmente la planta está fabricando 20 kilómetros por mes de tubería y a parir de julio de 2019 va producir unos 40 kilómetros. La inversión puesta en la nave de 4000 m² (aún no está terminada) será de unos 300 millones de pesos, con máquinas traídas desde China e Inglaterra. El servicio empezó a funcionar a plano hace unos días

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Energía Neuquina

sábado 22 de diciembre de 2018 - LMNEUQUéN

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Energía Neuquina

Otras cuencas/Mundo

La compañía china, decidida a aumentar su producción

Sergio Llamera

Pan American Energy (PAE) sumará este mes otros tres equipos torre (un perforador, un workover y otro pulling) en la cuenca Golfo San Jorge, con lo cual tendrá un total de 51 equipos operando en 220 pozos productores de gas y petróleo convencional, completando una inversión anual del orden de los 1100 millones de dólares en 2018. La decisión de subir más equipos en las próximas semanas fue comunicada por el CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, a los gremios petroleros.

En un año, la compañía se propuso perforar 22 pozos e intervenir 64 que tendrán una profundidad de entre 850 a 3200 metros. Para la petrolera, se trata de una de las campañas más exigentes.

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perforados en un lapso que va de los 11 a 19 días cada uno, según el caso.

Los equipos adjudicados para la campaña son el perforador automático Y 303-HH 220 de 1340 HP y el Workover -equipo de completación y terminación- Y 210-LCI 350.

El perforador Y 303 es un equipo hidráulico altamente automatizado con capacidad para perforar hasta 3700 m. Su particular diseño utiliza un cilindro telescópico como principal elemento de izaje y una grúa para manipular los tubulares desde canastos posicionados en forma vertical.

Sus características tecnológicas permiten maximizar la velocidad y eficiencia operativa, manteniendo los más altos niveles de seguridad. El Y 210-LCI 350 es una unidad

También mejorará la renta petrolera

Las reservas de gas en Bolivia llegan al tope

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olivia alcanzó el máximo nivel de reservas de gas de la historia del país y una renta petrolera superior a la de 2017, informó el ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez, a través de un comunicado.

“Cerramos el año con una renta petrolera que será por encima de los u$s 2000 millones, superior a la de la gestión pasada, de más de u$s 1800 millones y con las reservas probadas de gas natural más altas de la historia de Bolivia”, indicó Sánchez.

El funcionario del gobierno boliviano precisó que su país cuenta con 10,7 trillones de pies cúbicos (TCF) de reservas probadas de

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PAE superará sus propios pronósticos

Sinopec apuesta por el golfo San Jorge

on miras a incrementar la producción y reservas de petróleo de la zona, AESA comenzó una campaña de perforación y terminación para Sinopec en la cuenca San Jorge, una de las zonas emblemáticas de la actividad hidrocarburífera argentina.

Los trabajos se extenderán en principio por dos años en las áreas Cañadón Seco, Meseta Espinosa, El Cordón, Cañadón Minerales, El Huemul, Las Heras, Cerro Wenceslao y Meseta Sirven y en el primer año se perforarán unos 22 pozos e intervendrán 64.

Los pozos de esta campaña van de los 850 a los 3200 metros y representan un gran desafío operativo y logístico ya que deberán ser

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gas natural y la producción de gas se mantuvo este año.

En ese contexto anticipó que se espera concretar la estrategia de vender gas natural no sólo a Brasil, Argentina y Paraguay, con los que ya tienen suscrito un memorándum de entendimiento, sino también estudiar la factibilidad de un gasoducto binacional y poder vender gas natural licuado.

Destacó que el escenario actual es totalmente favorable para Bolivia, tomando en cuenta la apertura de mercados.

El ministro Sánchez adelantó también que “hoy se tiene muy avanzados acuerdos para que el gas boliviano salga a ultramar por los países vecinos”

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de reacondicionamiento y mantenimiento de pozos con una potencia de 350 HP y un mástil de casi 30 metros de altura.

Se trata de una campaña exigente que implica reducir en la medida de lo posible las detenciones por condiciones climáticas, siempre respetando las medidas de seguridad, costos y plazos de transporte y movimiento de equipos. Ello sin dejar de contemplar las inversiones involucradas ya que AESA proporcionará a la empresa los servicios, materiales, equipos y personal especializado para los proyectos.

AESA es una empresa argentina fundada en 1948 que integra proyectos EPC, proyectos de ingeniería, fabricación de equipos, montaje y modularización de plantas

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Río Negro adjudicó 4 áreas en Catriel Oeste

El gobierno de Río Negro firmó el contrato de adjudicación de concesiones de explotación para cuatro áreas con la empresa Petrolera Aconcagua Energía. Se realizó en la base operativa del área Catriel Oeste, el lugar donde se encuentra el pozo descubridor de petróleo en Río Negro.

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En foco

historia 450 a.C.

en tres pasos

1846

Heródoto El padre de la Historia describió que hace más de 4000 años, en la antigüedad había pozos petroleros cerca de Babilonia y fuentes de alquitrán en las Islas Jónicas.

El petróleo se conoció en la Antigüedad, pero recién en el siglo XIX se pudo extraer.

1960

Azerbaiyán En cercanías de la capital, Bakú, se perforó el primer pozo con herramientas de percusión. Tenía una profundidad de 21 metros para la exploración de petróleo.

opep Se funda la Organización de Países Exportadores de Petróleo en Bagdad Estaban Arabia Saudita, Venezuela, Kuwait, Irak e Irán.

Hoy tiene 15 países y aliados y aún están los fundadores.

DEL POZO A LOS BARCOS. ¿CÓMO SE GENERA EL GAS NATURAL LICUADO?

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PRODUCCIÓN

Se extrae el gas de los pozos, ya sea convencional, shale o tight. A través de gasoductos se los lleva a una planta de tratamiento para sacar las impurezas.

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LICUACIÓN

En una planta especial se lo enfría a una temperatura de -161 °C. Se almacena a temperatura ambiente y ocupa 600 veces menos volumen que en forma gaseosa.

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TRANSPORTE

Para llegar a los lugares donde no hay servicio, se lleva el gas en camiones o en barcos, en caso de ser exportado. En Vaca Muerta se saca el gas que va a la planta de Bahía Blanca.

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REGASIFICACIÓN

Una vez que los barcos llegan a destino, el GNL se descarga en una planta que lo convierte nuevamente en estado gaseoso. Se hace cerca de las grandes zonas urbanas.

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VENTA

El GNL también llega a otros puntos alejados donde no hay gasoductos. Y se distribuye en camiones y tanques zepelín para venderlos en los centros de consumo.

El TRABAJO EN LA INDUSTRIA PETROLERA

22.000 empleados petroleros tiene la provincia de Neuquén.

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muertes por accidentes ocurrieron en 2018.

14x7

es el diagrama de trabajo y descanso más común en la industria.

También hay de 10x5.

6x3

es el nuevo diagrama que trata de lograr el gremio petrolero para la nueva actividad no convencional en Vaca Muerta.

Impulso a las energías alternativas

A renovar. Se suman 100 MW al sistema El parque eólico de Villalonga en Buenos Aires y los parques solares de Ulum I y II en San Juan empiezan a mover la rueda energética.

L

as energías renovables siguen sumando en Argentina. En la semana 101,45 MW de potencia se inyectaron al sistema nacional: 51,45 MW son del Parque Eólico Villalonga, en la provincia de Buenos Aires, y a los parques solares Ullum I y II, ubicados en San Juan, que comenzaron a aportar 50 MW. Los proyectos pertenecen a la compañía Genneia, una de las firmas más grandes de energía renovable del país, que también está construyendo

el parque eólico en la localidad de Pomona, Río Negro.

En total el proyecto eólico y los dos solares tuvieron una inversión cercana a los 133 millones de dólares. Desde el miércoles recibieron la autorización de Cammesa (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) para iniciar las operaciones comerciales. Ambos proyectos se construyeron a partir de las licitaciones del programa Renovar y le permitieron a la

se hizo la luz La energía solar comienza una nueva etapa en el país.

compañía Genneia superar la barrera de los 1000 MW de potencia de generación renovable y térmica en el país.

El Parque Eólico Villalonga se ubica en el partido de Carmen de Patagones, en el sur bonaerense, con 15 aerogeneradores de la firma danesa Vestas en 727 hectáreas.

Por su parte, los parque solares Ullum I y II, que aportan 50 MW de potencia desde la provincia de San Juan, son los primeros parques fotovoltaicos de la empresa Genneia, con otros 32 MW con el proyecto de ampliación Ullum III. La habilitación comercial se espera para los próximos días

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Oportunidades laborales

Energía Neuquina

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Energía Neuquina

Fernando Castro Editor de +e

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ueron, quizás, los 15 días más complicados para Vaca Muerta en lo que va del 2018. Una suma de factores hace que la recta final hacia el 2019 sea con algunos nubarrones. La velocidad de los cambios de escenarios, pese a ser una constante del sector, no deja de traer una cuota de asombro.

Primero, el derrumbe del Brent, esta semana en torno a los 55 dólares. Hace casi nada (el primero de octubre) alcanzó su máximo del 2018, con 85 dólares por barril, para experimentar una caída superior al 30 por ciento. Es el mínimo desde octubre 2017, y todavía no está claro cuál es el límite para el modo “cuenta regresiva” en el que parece sumido el barril, una variable clave para los desarrollos de no convencionales en Vaca Muerta.

El umbral de los 50 dólares provoca sofocones en algunas operadoras, tan dedicadas como están a bajar costos y ser competitivas. Lo dicho: sólo YPF en Loma Campana parece haber logrado costos de desarrollo que le permitirían

Opinión

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No tan dulce Navidad para Vaca Muerta acelerar la producción en este contexto.

Se verá. Lo otro, vinculado a lo anterior, y que también asoma como incipiente nubarrón posándose sobre parte de las 34 concesiones no convencionales de la cuenca neuquina es el tijeretazo que el ministro de Hacienda, Nicolás Dujovne, impone a la resolución 46/17 del Ministerio de Energía que estableció los determinantes subsidios para que Vaca Muerta encontrara una luz al final del túnel en el anterior ciclo de baja de precios, hacia finales de 2016. Ese subsdidio, que estableció un sendero de precios hasta el 2021 que implica que las operadoras reciban un aporte para saldar la diferencia entre el valor de mercado y el precio estímulo (u$s 7,50 en 2018) es, de acuerdo con lo que plantea el gobierno nacional, insostenible para las metas de ajuste que le impone el FMI. Con todo, hubo –hay– una incongruencia radical entre la comunicación oficial y la generación de expectativas y las medidas que finalmente se terminan tomando. Por un lado, el secretario de Energía de la Nación, Javier Iguacel,

predice medio millón de empleos más en Vaca Muerta y, a renglón seguido, Dujovne pergeña un recorte que pone dudas sobre la producción de gas y la llegada de nuevas inversiones. Está claro que el país afronta horas complejas.

Pero también que este año, como nunca, desfilaron funcionarios nacionales por

85 dólares

Fue el máximo para el Brent en 2018.

El registro es del 1° de octubre. Desde entonces bajó más del 30 por ciento.

Vaca Muerta. Abunda la clásica foto de encumbrados miembros del gabinete nacional con casco y mameluco en Loma Campana y Fortín de Piedra. Es el único pilar económico en el que se puede afirmar el gobierno nacional. Para no mencionar el impacto de los desarrollos shale en los últimos años de la política provincial, algo que también será parte

del camino proselitista con meta de llegada en las elecciones provinciales que el gobernador Omar Gutiérrez fijó para el 10 de marzo. Hay, en este contexto, un escenario a seguir, y es el del impacto que una merma en la actividad podría tener en la obtención de recursos vía regalías, pero sobre todo en resto de los sectoresde la economía. La tercera pieza para la discordia es la discusión que se da por estas horas y que impacta en la cuenca neuquina: la del precio que están dispuestas a pagar por el crudo las refinadoras. Tratan de imponer en el mercado interno el valor de exportación (con la aplicación de retenciones), que con el Brent a unos 55 dólares implica un dolor de cabeza para las productoras, excepto las más avanzadas en shale, como el de YPF-Chevron en Loma Campana.

Es un momento con preocupaciones en la industria, algo que era poco claro hasta hace nada. El gas que sueña con salir al mercado mundial hoy podría tener un freno de mano. Y el crudo, en buena medida, depende de lo que Donald Trump crea conveniente para EE.UU

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