A partir de la adquisición de Petrobras, Pampa Energía concentró sus mayores esfuerzos en el desarrollo del portfolio de esa compañía, sobre todo en los rubros de tight gas y shale gas. Así lo asegura Horacio Turri, quien precisa que el foco está puesto en el Upstream.

“Tenemos tres áreas bajo nuestra operación (que son Parva Negra, Sierra Chata y El Mangrullo), además de otras dos que opera YPF (Rincón del Mangrullo y Río Neuquén, la cual estaba a cargo de Petrobras hasta nuestra compra). Todos estos bloques ya exhiben una producción importante”, destacó el director de Petróleo y Gas de Pampa Energía en diálogo con EconoJournal en el marco de una entrevista realizada para la AOG 2017 que se realizó a fines de septiembre en Buenos Aires.

Rincón del Mangrullo, puntualizó, extrae más de 5 millones de metros cúbicos diarios (m3/d), mientras que Río Neuquén está en 3,5 millones m3/d (1,2 millones más que al tomar Petrobras, lo que refleja una suba de un 50% en menos de un año). “El gran desafío pasa por el desarrollo del tight de El Mangrullo y Sierra Chata y, particularmente, por el aprovechamiento del shale gas en Sierra Chata, El Mangrullo y Parva Negra. Asimismo, acabamos de participar de la quinta ronda licitatoria organizada por Gas y Petróleo del Neuquén (G&P), y presentamos la única oferta por Tacanas Norte, que es un excelente complemento para El Mangrullo”, detalló.

Según sus palabras, las citadas son áreas vecinas, apenas separadas por un alambrado: mientras que El Mangrullo tiene alrededor de 170 kilómetros cuadrados (km2), Tacanas Norte suma otros 120 km2. “Con respecto a Parva Negra, junto con nuestro socio XTO ya perforamos el primer pozo horizontal de shale gas con una rama de 2.500 metros. Y en estos momentos estamos fracturándolo”, reveló.

La idea, indicó, es ejecutar unas 37 etapas de fractura. “Vamos por la sexta, así que en los próximos días podremos empezar con el flowback. Se tratará del primer pozo de Vaca Muerta que tendremos en ensayo y luego, eventualmente, en producción”, proyectó.

El objetivo, resaltó, es obtener mucha información para el desarrollo de Parva Negra y Sierra Chata. “Vaca Muerta aún es un banco de datos pobre y hay mucho por aprender. Sólo llevamos perforados un 2% de los pozos realizados en Estados Unidos”, comparó.

¿Qué planes adicionales tienen previstos para 2018 y 2019?, preguntamos a Turri.

Junto con ExxonMobil, ya le presentamos a Neuquén el programa de desarrollo de Sierra Chata, que es a un plazo de cinco años e involucra una inversión de 520 millones de dólares. También pensamos en la evolución de Parva Negra. Las facilities están y, en alguna medida, se hallan subutilizadas. Para el crecimiento que prevemos, estamos bien.

En paralelo a estas iniciativas, apuntamos al desarrollo del tight. En Mangrullo tenemos en la mira a las formaciones Agrio, Mulichinco y Vaca Muerta. Estamos pensando en desembolsar unos u$s 200 millones en cinco años.

En Agrio, por cierto, ya hemos hecho varias perforaciones. Hoy por hoy, Mangrullo presenta dos tipos de pozos: los que llamamos combinados, que tienen producción de Milichinco, y los de Agrio. Es decir, se fractura Mulichinco, se pone un tapón, se va a Agrio, se fractura, se rota todo y se ponen las dos formaciones en producción.

Son pozos muy buenos, que nos han aportado resultados positivos. Además, resultan relativamente baratos porque demandan unos u$s 5,5 millones y pueden arrancar en 350.000 ó 400.000 m3/d.

¿Cómo funcionan otros pozos de tight?

Los de Río Neuquén arrancan en 500.000 m3/d y estamos yendo a casi 4.000 metros (frente a los 1.800 ó 1.900 de los ejemplos anteriores). Por eso un pozo en Río Neuquén cuesta el doble. Petrobras ya había trabajado sobre Agrio y nosotros reforzamos bastante la actividad. La idea, donde se tiene a las dos formaciones en zonas productivas, es hacer un solo pozo para ambos objetivos.

Mangrullo, y ahora podría ser Mangrullo-Tacanas (con el añadido de 120 km2 que incluyen a Mulichinco y nos permiten pensar en encontrar algo más allá de Vaca Muerta), padece un problema de evacuación. Hoy las instalaciones de tratamiento de gas están colmadas.

Estamos en torno a los 2,6 millones de m3/d, por lo que lanzamos un plan para ampliar la planta de tratamiento, llevarla a una potencialidad de 2 millones de m3/d y apuntar a un crecimiento modular de 1 millón más 1 millón. Así, para fines de 2018 Mangrullo tendría la posibilidad de evacuar 3,6 millones de m3/d.

Por otro lado, nos topamos con un problema de transporte. Estamos viendo con TGS la posibilidad de hacer un gasoducto que empalme con el que esa firma tiene en Vaca Muerta para conectarlo con Mangrullo. Esta inversión de cerca de u$s 40 millones nos permitiría evacuar los 3,6 millones de m3/d sin ningún tipo de limitación.

Vale resaltar que estamos terminando de limpiar lo que fue la fractura del primer pozo a Mulichinco en Sierra Chata, de 1.300 metros de rama horizontal. Esto es tight. Nos hemos dado cuenta, al igual que los operadores, que cuando la formación y la geometría lo permiten los pozos horizontales poseen claramente una mayor productividad que los verticales.

Esto es lo que estamos tratando de hacer en Sierra Chata, replicando algo que ya se viene haciendo en Aguada Pichana: la explotación de Mulichinco en pozos horizontales. Si nos fuera bien, trataríamos de repetir la experiencia en El Mangrullo. YPF, que está en sociedad con nosotros, ya ha perforado varios pozos horizontales en Mulichinco con muy buenos resultados, por lo que el concepto funciona.

¿Cuáles son los principales retos a sortear en Río Neuquén?

Allí la limitación no estriba en la producción, sino en la capacidad de evacuación. Cuando llegamos a Petrobras, en agosto de 2016, dicha capacidad era de 2,3 millones de m3/d, Nosotros la llevamos a 3,5 millones prácticamente sin ninguna inversión, tan sólo jugando con los plazos de mantenimiento de los tres compresores que tenia la planta de TGS.

El salto que vamos a dar se vincula con la instalación de un nuevo modulo de deshidratación de 2 millones de m3/d, lo cual nos hará trepar desde 3,5 millones a casi 5 millones de m3/d. En realidad, la limitante vendrá por la planta de dew point. Esto lo estamos calculando desde hoy hasta fin del año que viene, igual que en Mangrullo.

Estimamos que se requiere una inversión no tan relevante, de u$s 15 millones. Con cinco o seis pozos por años mantendríamos los 3,5 millones de m3/d. Luego tendríamos que invertir más en pozos para llegar a los 5 millones.

La producción podría ser incluso mayor, pero lo importante es durante cuánto tiempo se la puede mantener. A priori, diría que este salto de 3,5 a 5 millones es significativo. Hay que pensar que los pozos de tight se terminan estabilizando en el orden de los 150.00 ó 170.000 m3/d. Por ende, tenemos que pensar en 10 pozos para lograr esos 1,5 millones adicionales.

En paralelo, hay que contrarrestar la declinación. En suma, con 5 millones de m3/d estaremos bien. No obstante, estamos haciendo pozos de delineación para calcular los límites, y el contacto de gas y agua que tenemos. En función de eso, veremos si vale la pena acelerar.

Pasar de esos 5 millones de m3/d a un salto más grande requeriría inversiones en evacuación bastante más grandes, con otros caños. No hay que olvidarse de que toda la capacidad remanente está en el orden de los 15 millones de m3/d. Si se considera el proyecto Fortín de Piedra y esta iniciativa, seguramente en un par de años habrá que pensar en un nuevo caño de Neuquén a Buenos Aires.

¿Cuál es el consolidado de inversión?

Para el año que viene el capex previsto es de alrededor de u$s 500 millones, contemplando las ampliaciones de El Mangrullo. En esta temporada estaremos en el orden de los u$s 360 millones, por lo que incrementaremos alrededor de un 35% la inversión anual.

De todas formas, hay que considerar que estamos incluyendo los pozos pilotos de Vaca Muerta, dos pozos exploratorios en Las Lajas en Mangrullo y Rincón del Mangrullo, y toda la nueva capacidad de evacuación de Mangrullo. Dicho de otro modo, no se trata de una inversión recurrente. Con la escala, además, el presupuesto puede subir, ya que de los pilotos pasaríamos a un proyecto de desarrollo en Vaca Muerta.

En Parva Negra y Sierra Chata estamos con Exxon y nos sentimos muy cómodos. En Mangrullo-Tacanas estamos solos, pero es una unidad que podemos manejar perfectamente. Después hay que ver el tema del acceso al mercado de capitales. Si demostramos ser buenos operadores, el gas está y los pozos son exitosos, creemos que el dinero llegará. Más aún con el perfil de socios que tenemos.

¿Cómo ven el desarrollo del resto de sus activos?

Nosotros tenemos, en lo que es petróleo, los bloques Medanito- Jagüel de los Machos y Pelsa (una sociedad de la cual manejamos el 60%, mientras que Pluspetrol cuenta con el 40% restante).

En este último caso, disponemos de un yacimiento tradicional y maduro como Entre Lomas, que exhibe un corte de agua altísimo y costos operativos relativamente altos. Desde que entramos el año pasado estamos trabajando en renegociación de contratos, revisión de servicios, y rediseño de pozos y procedimientos, entre otras variables, para bajar considerablemente sus costos. Por ejemplo, teníamos cinco equipos de pulling y ahora disponemos de cuatro (y estamos analizando si vale la pena pasar a tres). No queremos reducir el nivel de actividad, sino mejorar la rentabilidad económica.

En el resto de Pelsa afrontamos dos cuestiones importantes. En primer término, tenemos gas de lutitas en Borde Montuoso. No hablamos de proyectos como los de Río Neuquén ni los de Mangrullo. Son pozos de tight con una productividad más baja, ya que arrancan en 60.000 ó 70.000 m3/d. Y están a más de 3.000 metros, por lo que registran menos rentabilidad. Más allá de eso, es cierto que hemos encontrado la vuelta para que sus costos no sean tan elevados y con caudales iniciales bajos terminen siendo rentables. Me refiero a un desarrollo de gas que no es monstruoso, pero que ayuda, empuja. De hecho, Pelsa produce casi 1 millón de m3/d.

Dentro del presupuesto de casi u$s 500 millones antes mencionado, estamos analizando hacer un pozo horizontal en Bajada del Palo para ver cuánto shale oil hay. Ahí tenemos una perforación llamada Mádano de la Mora, un pozo vertical de Vaca Muerta que en su momento se fracturó de manera convencional y que arrancó en 50 m3/d. Esa zona de Vaca Muerta tiene algunas fracturas naturales que harían que su productividad sea importante. Lo mismo sucede en Rincón de Aranda, donde también creemos que puede haber alguna oportunidad en términos de shale oil.

Para finalizar, ¿cómo están pensando el futuro de Petrolera Pampa?

Petrolera Pampa se fusionará con el Grupo Pampa a partir del 1º de octubre. En términos prácticos, la existencia de Petrolera Pampa no tiene mucho sentido a la luz de la compra de Petrobras.

El desafío más grande que tenemos nosotros es la creación de la unidad de Negocio No Convencional, propuesta que estamos poniendo en marcha. En particular vamos a poner el foco en el shale con un equipo de excelencia para llevar adelante esa clase de proyectos.