Matías Hoffmann, director de Desarrollo de Vaca Muerta de Tecpetrol; Alejandro López Angriman, vicepresidente de Desarrollo de Reservas y Relaciones con Socios de Pan American Energy; Juan Schijman, vicepresidente de Desarrollo y Producción de Pluspetrol; y Diego Leiguarda, vicepresidente de unidades de negocios de CGC; expusieron sobre los distintos planes que han impulsado las compañías en los yacimientos que operan y las perspectivas a futuro.

En su intervención en el 8° Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas del Instituto Argentino del Gas y del Petróleo, Hoffmann habló sobre el potencial de Fortín de Piedra, que en agosto alcanzó los 24 millones de metros cúbicos (m3) día de producción de gas no convencional, en apenas un 1% de la superficie total del play.

En base a esto, explicó que desde Tecpetrol realizaron una estimación de los recursos de Vaca Muerta enfocado en la ventana de gas, sin tener en cuenta restricciones de infraestructura y financieras, y que los resultados arrojaron que habría 150 TCF, que los recursos de oil serían de 2 billones de barriles y que se necesitarían 12.000 pozos para poder alcanzar esto. El área desarrollable sería de más de 4.000 kilómetros cuadrados.

¿Qué significaría un desarrollo total de Vaca Muerta?

En base a lo que significaría el desarrollo total de la formación, el ejecutivo de Tecpetrol precisó que la longitud de perforación sería de 66.000 kilómetros, lo que equivaldría a 1,5 vueltas al mundo, que el consumo de arena sería de 50 millones de metros cúbicos (m3) y que la producción diaria total sería de 450 millones de m3 por día, lo que representaría el 80% de la producción actual de Sudamérica.

Respecto a lo que haría falta para poder desarrollarlo, Hoffmann planteó que “se necesitarían 150 billones de dólares de inversión, entre 50 a 100 rigs, 12.000 pozos de 2500 metros, lo que generaría un saldo exportable de 75 TCF e ingresos entre 700 y 900 billones de dólares”.

Asimismo, aseguró que hoy a la Argentina le sobra gas, que el mercado está saturado, salvo en el invierno, por lo que resulta preciso buscar más mercado. “El desarrollo de Vaca Muerta es mayor a lo que puede absorber el mercado de Brasil o Chile. Deberíamos tener una terminal de Gas Natural Licuado. Estados Unidos lo ha logrado”, puntualizó Hoffmann.

Por último, manifestó que la calidad de la roca de Vaca Muerta es de clase mundial, que hay recursos de gas en exceso para el consumo de nuestro país, que hay gas para realizar una integración industrial como para grandes proyectos de exportación y que hay que acelerar el desarrollo, aprovechando el recurso como combustible de la transición energética.

Transición

Por su parte, Angriman habló sobre el desarrollo de Aguada Pichana Oeste que posee PAE en Vaca Muerta. Sobre esto, indicó que “estamos inmersos en una transición energética y entendemos que el gas es un vehículo efectivo para reemplazar generación energética que utiliza combustibles más contaminantes”.

En esa línea, el directivo detalló el trabajo que está impulsando la petrolera e informó que en la actualidad se encuentran desarrollando dos landings y que prevén perforar 809 pozos al horizonte denominado cocina. A su vez, marcó que la compañía alcanzó una producción de 10 millones de m3 en agosto, que cuentan con 42 pozos en producción y que la acumulada actual es de 218 BCF. 

También, el ejecutivo de PAE adelantó que de acuerdo a la proyección el objetivo es  llegar a los 20 millones de m3 de gas por día y que parte de esa producción ya está vendida a los planes que fueron licitados. Ahora deberán buscarle un mercado al gas que les sobra durante la primavera y el verano.

Sobre este panorama, Angriman expresó: “Para esta fase prevemos un mercado interno de Plan Gas hasta 2028, exportaciones a Chile, reemplazo de importación de GNL y la expansión del gasoducto Néstor Kirchner. Hay que pensar en desarrollar gasoductos para que el gas salga de Argentina y se exporte. También necesitamos financiamiento y eficiencia”.

Oportunidades y sentido de urgencia

A su turno, Schijman de Pluspetrol realizó su exposición sobre el desarrollo de La Calera. Comentó que la compañía lleva 60 pozos perforados, de los cuales no todos se encuentran en producción porque están esperando el desarrollo de  infraestructura.

En ese sentido, remarcó que poseen un acreage total de 316.00 acres y que el potencial estimado y recursos recuperables son de 2135 millones de barriles. También, que poseen un GOR – relación del gas producido con respecto al petróleo producido- que va entre los 1000 y 2000 ft3/bbl, lo que tiene implicancias en cuanto al desarrollo porque indica que el área se debe desarrollar de forma pareja para cumplir con los contratos comerciales.

El ejecutivo de Pluspetrol informó que la estimación de well stock es de más de 600 pozos, que han identificado tres landings y ahora un cuarto más que permitiría aumentar este número. “La producción actual es de cinco millones de m3 y esperamos llegar a los 10 millones el año que viene. Tenemos aprobadas ampliaciones para llegar a los 17 millones de m3. El desafío es cubrir los baches con nuevos mercados de exportación durante el periodo de verano”, sostuvo Schijman.

En cuanto a las medidas necesarias que hacen falta para para potenciar el desarrollo el referente de Pluspetrol advirtió: “Necesitamos que la industria sea cada vez más eficiente en términos de costos. No estamos logrando reducir el tiempo de perforación por falta de maquinarias adecuadas y de los repuestos. Si queremos exportar y ser competitivos necesitamos reducir el costo de desarrollo de nuestras áreas de Vaca Muerta más allá de la excelente productividad que poseen”.

De igual manera, Schijman subrayó que otro de los desafíos es desarrollar Vaca Muerta de forma sostenible, que el gas tiene que ser accesible para todos en el país y que se debe bajar la huella de carbono en las operaciones.

Crear valor

Por último, Leiguarda de CGC mostró el trabajo de la petrolera en Campo Indio, en la Cuenca Austral; en Cañadón Seco, en la Cuenca del Golfo San Jorge y en Palermo Aike.

En primer lugar, exhibió que en Campo Indio durante la etapa de avanzada se identificó un deterioro de la calidad del reservorio hacia el este lo que resultaba en reservorios de muy baja permeabilidad (tight) y que los pozos perforados en esta zona resultaban sub-comerciales. Frente a esto, desde la compañía impulsaron fracturas híbridas y una disminución de caudal de fractura buscando un mayor empaquetamiento.

También, que se usó un agente de sostén de malla única sobre todo el tratamiento de fractura, arena cerámica para una mayor conductividad de la fractura y fluidos HVFR. “Campo Indio producía 600.000 m3 y llegamos a un pico de producción de millones de m3”, aseguró el directivo de CGC.

Por otro lado, en Cañadón Seco, Leiguarda mostró que el objetivo es desarrollar las Tobas Arenosas de los niveles superiores de la formación D129. En la actualidad existen dos pozos en producción completados con fracturas convencionales de baja extensión. Y que, a su vez, el bloque cuenta con dos sub-bloques separados por una falla, uno con mayor producción de líquido que el otro. Allí la compañía completó los dos pozos y perforó dos más que estiman que estarán en producción a fines de este año.

El vicepresidente de Unidades de Negocios de CGC dijo que la Cuenca Austral ranquea como tercera en Sudamérica en recursos shale, debajo de Vaca Muerta, y que allí se hizo una evaluación del recurso, que hubo un crecimiento del área y búsqueda de socios. “Hemos reparado los pozos verticales existentes. Se realizó un modelo pseudo 3D que permitió modelar la generación, el hidrocarburo expulsado y el retenido y se seleccionaron zonas de interés para la realización de las primeras estimulaciones no convencionales”, informó Leiguarda.

La compañía eligió dos pozos. El primero acumuló 142 m3 de petróleo de 51° API y el segundo 176 m3 de 39,1° API.

Al final de su presentación Leiguarda remarcó la importancia del Plan Gas en el incremento de la producción de la compañía. El ejecutivo especificó que la iniciativa provocó que se levante un equipo de perforación en la Cuenca Austral para perforar los pozos comprometidos en el plan, lo que los llevó a una actividad incremental de 65 pozos, instalaciones en superficie y una inversión total de US$ 267 millones. También, a incorporar unidades de separación primaria con deshidratación y compresión para el yacimiento Cerrito Norte, otra para Cañadón Seco, una planta de ajuste de punto de rocío de hidrocarburo para el yacimiento El Cerrito y otra para el Golfo San Jorge.