Pablo Iuliano, vicepresidente de Upstream no convencional de YPF, Juan Garoby, co-fundador y COO de Vista Oil&Gas, Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, Sebastián Regis, gerente de Operaciones de Shell Argentina, Danny Massacese, director de Upstream de PAE y Sergio Giorgi, director de Estrategia y Nuevos Negocios de Total Energies, explicaron a lujo de detalle los planes que tienen en carpeta las principales empresas productoras de hidrocarburos del país al corto y mediano plazo.  

Al inicio del evento Energía ON, organizado por el diario Río Negro, el directivo de YPF, Pablo Iuliano, señaló que “de la mano del Plan Gas.Ar pudimos poner en el mercado casi 33 millones de metros cúbicos diarios (m3/d) que aporta la cuenca neuquina, y están apalancados en el crecimiento del no convencional y en un trabajo muy fuerte de contención del declino del convencional con un crecimiento de nuestras áreas operadas de shale gas del 126% entre enero y julio del 2021”.

YPF

• Alcanzar una producción de 250.000 barriles de petróleo en las áreas de YPF al 2026.
• Incorporar 2 o 3 equipos a la flota para sostener el nivel de actividad.
• Sostener y/o incrementar la cifra de 532 etapas de fractura registradas en el último mes.
• Mantener un volumen de producción exportable firme luego de abastecer la demanda interna.
• Abastecer la demanda de gas a nivel regional.
• Desarrollar la producción de los pozos que aportaron 750.000 barriles de petróleo en los últimos 30 meses y que van a generar aproximadamente 2 millones de barriles.
• Escalar la producción de gas que ronda actualmente los 700.000 metros cúbicos por día (m3/d).

Entre los datos que arrojó Juan Garoby, co-fundador junto a Miguel Galuccio de Vista Oil&Gas destaca el cierre del primer trimestre del 2021 con una producción de 34.000 barriles de petróleo. “Con esta cifra aumentamos un 30% los valores del mismo período del 2019 y en tres años nos consolidamos como el segundo productor de shale oíl del país y el tercer productor de petróleo”, indicó el COO de la compañía.

Vista

• Optimizar el OPEX actual que ronda los 7 dólares por barril.
• Continuar con la disminución del costo de perforación que está por debajo de los 10 millones de dólares por pozo.
• Reducir los tiempos de perforación (la perforación del primer pad demoró 30 días. Hoy la demora se redujo a 17 días y disminuyó los costos en un 45%).  
• Explotar 4 nuevos pads en lo que resta del año.
• Concretar el acuerdo con Trafigura para el bloque Bajada del Palo. Trafigura aportará el 20% de inversión para desarrollar 5 pads (aunque pueden ser más) Es un compromiso de inversión conjunta cercano a los 250 millones de dólares.
• Exportar 3 millones de barriles de crudo a fin de año en consonancia con los valores del año pasado.
• Continuar en 2022 con un equipo de perforación y un set de fractura, y, eventualmente, un segundo equipo durante un tiempo para perforar uno o dos pads y acelerar el desarrollo.
• Incrementar la producción hasta 55 mil barriles equivalentes de petróleo (BOE) sin mayores inversiones en infraestructura en los próximos años.

“Fortín de Piedra es un proyecto que se inició en 2017 de cero y llegamos en 2019 a un pico de producción de gas de 17,5 millones de m3/d. A fin del año pasado, por el cese de la actividad, la producción se redujo a 11 millones de m3/d. No obstante, con la reactivación de la perforación y la fractura y el horizonte que nos dio el Plan Gas.Ar en términos de predicción de volúmenes para los próximos 4 años, retomamos la actividad, estamos llegando a los 17 millones y la cifra se va a incrementar en las próximas semanas”, expresó Ricardo Markous.

Los objetivos de Tecpetrol

• Alcanzar una producción de 18 millones de m3/d de gas en agosto.
• Seguir perforando para mantener el nivel de producción durante el invierno.
• Bajar la producción en verano para que los equipos contribuyan al desarrollo de otros proyectos como Los Toldos.
• Pasar a desarrollo masivo el bloque de petróleo Los Toldos II.
• Retomar los equipos para mantener el número de producción de gas en 18 millones.
• Invertir 450 millones de dólares durante lo que resta del año (casi la totalidad destinada a la cuenca neuquina) y un monto similar para el 2022.
• Avanzar con el proyecto en Aguada de los Indios Sur con YPF que permitiría inyectar 3 millones de m3/d de gas en el inverno y hasta podría duplicarse en la medida en que exista la capacidad de transporte.

Por su parte, Sebastián Regis, gerente de operaciones de Shell Argentina, hizo especial hincapié en el proyecto de desarrollo de un nuevo oleoducto: “con más de 100 años de presencia en el país, este es el primer proyecto de Shell en el sector de midstream”.

La apuesta de Shell

• Completar la Central Processing Facility (CPF) que se inauguró el mes pasado y no consiguió llenar el 50% de capacidad.
• Iniciar la construcción del oleoducto a Sierras Blancas- Allen de 105km que atraviesa Rio Negro y Neuquén, con Bahía Blanca como destino final. El oleoducto tendrá una capacidad de transporte de 120.000 barriles.
• Construir una planta gemela equivalente a la recientemente inaugurada de 30.000 barriles. Hoy Shell posee una capacidad total de 42.000 y esta nueva planta aumentaría la capacidad a 72 mil barriles de crudo por día.
• Continuar con la perforación de 30 pozos al año.  
• Continuar fuertemente la inversión en el área Coirón Amargo Sur Oeste.
• Ganar conocimiento de los pozos en el área Bajada de Añelo junto a YPF y pasar a producción masiva a fines de 2022.
• Luego, invertir en una planta de 15.000 barriles día para procesar esa capacidad.

El director de Upstream de Pan American Energy (PAE), Danny Massacese, sostuvo: “En 2020 teníamos previsto producir 196.000 BOE y pudimos producir 185 mil, es decir un 6% por debajo del plan. En cuanto a la actividad tenemos nuestra principal operación en la cuenca del Golfo San Jorge y pensábamos perforar 240 nuevos pozos, pero solo pudimos hacer 138. En la cuenca neuquina el impacto fue menor, perforamos 15 pozos de los 16 previstos”.

Desde una óptica más cauta, Massacese no ahondó demasiado en los futuros proyectos de la compañía en vistas a las posibilidades de salida de la crisis sanitaria que impactó en la actividad. Aun así, dio a conocer algunos proyectos que están en proceso de evaluación.

PAE

• Perforar 220 pozos en el yacimiento convencional Cerro Dragón
• De concretarse la iniciativa mencionada, habrá que subir a 10 los 7 equipos de perforación disponibles actualmente y de 18 equipos de workover a 21.
• La perforación de 39 pozos nuevos en la cuenca neuquina en 2022.

Por último, Sergio Giorgi, director de Estrategia y Nuevos Negocios de Total, explicó que “el cambio de nombre (la firma se llamará ahora Total Energies), cristaliza la importancia que la compañía otorgará a la transición energética e implica, también, transformaciones profundas en la estructura de la empresa, en los procesos corporativos y en la utilización del capital”. La petrolera que opera en la cuenca neuquina y en Tierra del Fuego a través de la subsidiaria Total Austral, logró una producción de 33 millones de m3/d de gas y 12.000 barriles de petróleo por día en los bloques que explota en la actualidad.

Total

• Aumentar la presencia en proyectos de energías renovables a través de Total Eren.
• Incrementar la producción por encima del compromiso mínimo a cumplir con el Plan Gas.Ar.
• Incrementar las inversiones en el área Aguada Pichana Este en la cuenca neuquina.