Vaca Muerta News

Mendoza: YPF presentó un millonario plan de inversión en la refinería de Luján

Thu, 06 Jul 2017 14:01:01 -0300

El gobernador Alfredo Cornejo visitó el miércoles 5 de julio la refinería de Luján de Cuyo junto a presidente de YPF, Miguel Gutiérrez.

El objetivo fue analizar las futuras inversiones en la planta ubicada en la ruta 87. El mandatario y el CEO de YPF encabezaron una recorrida junto a las prensa.

En un comunicado, YPF informó que con la realización del paro programado de planta y el revamping de la Unidad de Topping III, YPF continúa con su plan de mejora y upgrading en el Complejo Industrial Luján de Cuyo, para el que se prevé una inversión superior a los 114 millones de dólares.

El presidente de YPF y el CEO de la compañía, Ricardo Darré, acompañaron al gobernador Cornejo en una recorrida por las obras que se están ejecutando en la planta industrial y que tienen como objetivo el mantenimiento planificado, la inspección y el control de equipos e instalaciones en las unidades Isomax, Hidrógeno I, Gascón I, Topping III y Coke I.

La petrolera estatal agregó que además se realiza la modernización de la unidad Topping III, que posibilitará aumentar la capacidad de procesamiento de crudo y mejorar la operatividad de las instalaciones de Luján y será puesta en servicio al finalizar el paro de mantenimiento.

“YPF tiene en Mendoza la segunda refinería de Argentina y una de las más modernas de los países de la región. Hoy pudimos ver a más 1.600 personas trabajando en las mejoras y el mantenimiento de las plantas. Es un claro ejemplo de la relevancia que tiene Mendoza para YPF”, dijo el CEO de la compañía, Miguel Gutiérrez, en declaraciones consignadas por el diario Los Andes.

El proyecto, elaborado por equipos de YPF, permitirá también incrementar la confiabilidad y garantizar continuidad de la operación, adecuando la unidad a los nuevos estándares de la industria.

Las tareas en la refinería involucran a más de 50 empresas, entre las que se cuentan 40 firmas mendocinas.

Energía térmica: Loma Campana II, ya tiene fondos para su desarrollo

Thu, 06 Jul 2017 08:15:01 -0300

GE Energy Financial Services, unidad de inversión en energía de GE, e YPF Energía Eléctrica, subsidiaria de YPF , se aseguraron unos 220 millones de dólares para los proyectos Tucumán y Loma Campana II, con una capacidad de generación de 267 y 107 megavatios, respectivamente.

Citigroup, Credit Suisse y Export Development Canada (EDC) lideran la operación, la primera de financiamiento en el mercado bancario de una planta energética en Argentina en casi 20 años.

"Hay una cartera de proyectos fuerte en Argentina y en América Latina y esperamos asociarnos con más prestamistas de financiamiento de proyectos internacionales en la región", afirmó Daniel Castagnola, director gerente para América Latina de GE Energy Financial Services, en un comunicado difundido el miércoles 5 de julio.

El proyecto Tucumán se ubica en la provincia del mismo nombre e iniciará sus operaciones comerciales en febrero de 2018. Loma Campana II está en la provincia de Neuquén y empezará operaciones comerciales en diciembre de este año.

"Es un hito importante para YPF porque completa el financiamiento de todos nuestros proyectos energéticos en construcción", dijo Daniel González, director financiero de YPF.

PAE apuesta al shale con dos pozos horizontales en Lindero Atravesado

Thu, 06 Jul 2017 08:00:01 -0300

El yacimiento Lindero Atravesado, operada por Pan American Energy (PAE), superó la barrera de los 100 pozos y ya produce más de 3 millones de metros cúbicos diarios de gas. Ahora la compañía irá en búsqueda del shale oil de Vaca Muerta.

Danny Massacese, jefe de operaciones de PAE, le confirmó a “Río Negro Energía” que antes de que termine el año esperan tener finalizadas dos perforaciones horizontales con una rama lateral de 2.000 metros. Si bien la compañía tiene experiencia en Vaca Muerta, el proyecto abre la puerta para un cambio de perfil en un área que hasta ahora vive de los resultados del gas.

La operadora tiene desarrollos sobre la formación no convencional en áreas como Bandurria Centro y Coirón Amargo Sur Este (CASE). Los costos de perforación informados por PAE se acercan bastante a los números de otras operadoras que ya cuentan con desarrollos masivos en shale. Un pozo de 1.500 metros de rama horizontal necesita de un desembolso de 8,5 millones de dólares, mientras que uno de 2.000 metros trepa hasta los 10 millones de dólares.

En el desarrollo de sus pozos, PAE plantea para las perforaciones de 1.500 metros de rama lateral 60 etapas de fractura, para los de 2.000 metros 80 etapas y para los de 2.400 metros planifican 100. En promedio plantan una fractura cada 25 metros, algo que otras operadoras estiran hasta 40 ó 50 metros.

Para Lindero Atravesado el shale aparece como un futuro que puede brillar, sin embargo el presente del bloque sigue entregando resultados auspiciosos. Massacese anticipó que el área terminará el 2017 con 23 pozos con objetivos no convencionales, entre shale y tight.

El bloque insignia de PAE en la Cuenca Neuquina se consolidó en la puesta en el desarrollo de los campos de tight gas, al conseguir una fuerte baja de costos en las perforaciones para Lindero Atravesado. Entre 2014 y 2016 redujo un 53% el valor de un pozo y cerró un número final del 6,5 millones de dólares por perforación.

Según Massacese los ajustes en la operación permitieron mejorar los tiempos y cada equipo de perforación pasó de un promedio de 0.5 a 1.1 pozo por mes. Entre los indicadores que anotaron está la adecuación de tarifas con los contratistas de servicios y materiales. También consiguieron alinear los contratos de servicios al logro de resultados.

Entre los cambios técnicos se destaca la modificación del sistema de lodo en base agua a base aceite y contrataron directamente los materiales de consumo masivo como lo es, por ejemplo, la arena para la hidrofractura.

Balance positivo para GyP

Thu, 06 Jul 2017 07:50:01 -0300

El presidente y CEO de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), Alberto Saggese afirmó que la empresa del Estado neuquino pagará dividendos y que en unos meses abrirá dos licitaciones para la exploración de un total de 56 áreas.

Alberto Saggese es especialista en Derecho de la Energía y centró su actividad profesional en empresas de hidrocarburos. Comenzó su carrera en YPF y hacia 1985 asumió como gerente legal en Total Austral. Desde el 2001 y hasta el 2009 se desempeñó en Petrobras. Fue gerente general de la Cámara de la Energía de la República Argentina y desde el 2014 dirige la petrolera estatal neuquina.

En una entrevista con “Río Negro Energía”, Saggese defendió el sistema de asociación vía carry (acarreo) que se repetirá en las convocatorias en marcha y que cuenta con 29 contratos, en los que explicó que se acordó un atraso de tres años en el inicio del repago de más de 250 millones de dólares.

Saggese defendió la forma de contratación neuquina y afirmó que el carry es el sistema que más funciona en el mundo. “No quiere decir que te regalan nada, no es un regalo, es una manera que tiene el dueño de un recurso, el Estado o privado en otros países, de poner en valor lo que tiene y que hasta que alguien invierte no vale nada, es un pedazo de tierra que puede o no tener hidrocarburos. Si los hay, entonces se reserva el derecho de tener una participación dentro de esos hidrocarburos para la cual no invirtió para saber si estaban”, explicó.

Para el que acepta este contrato, significa que el accede a la tierra, invierte al 100% y acarrea al dueño o al representante del dueño que es GyP. Una vez que se descubre el hidrocarburo se decide si seguir acarreando en la explotación o comienza a invertir en la explotación.

El titular de la petrolera neuquina afirmó que el 95% de los contratos en Neuquén se hicieron con carry petrolero. “Es decir las operadoras pagan la exploración y el desarrollo y nosotros repagamos con parte de la producción, porque GyP se reserva cerca del 50% de su producción, hasta que se realiza el repago”, dijo. “Desde entonces GyP recibe su 10% completo. Casi todos los 29 contratos que tenemos son con una participación de GyP del 10%. Hubo contratos al 20 y 30% pero queda uno sólo al 20% en exploración, porque tampoco es gratis este sistema”, dijo.

Consultado por el acarreo en Aguada del Chañar que fue al 50%, Saggese dijo que el contrato se hizo en el 2010, cuando la industria había dado de baja 13 equipos. “Se trabajó con Nación en levantar esos equipos con las empresas, y Enarsa y GyP decidieron levantar un equipo y por eso nace así la explotación de Aguada del Chañar que en realidad era un área revertida a YPF”, recordó.

Ante la consulta sobre cuántos proyectos están en producción, Saggese dijo que la actividad está concentrada en un yacimiento, Dorsal, que son en realidad siete áreas, operada a través de Oilstone. “El resto son proyectos piloto, entonces están en ensayo permanente. En este momento hay 11 operaciones entre trabajos de perforación, perfilado y montaje”, dijo. “Y hay una producción diaria de 92m3 de petróleo y 420.000 m3 de gas que es la base de nuestra facturación mensual”, añadió.

Saggese aclaró que todavía no está haciendo el repago. “Si bien tendríamos que haber empezado, negociamos con las compañías que empiecen dentro de tres años. Eso fue una consecuencia de Ley 27.007 que nos aceleró el modelo del contrato. Porque declarar comercialidad con un piloto no era la lógica. Cuando nos vimos enfrentado con esto negociamos, les dijimos que esto es parte de una exploración, que no nos empiecen a sacar plata ya y las compañías lo entendieron”, señaló y aclaró que la Ley de Hidrocarburos (Ley 27.007) limitó las posibilidades de las provincias a plantear una asociación con carry sólo en exploración.

“Esto nos afectó desde la cuarta ronda (de licitaciones) en adelante. Nosotros proponemos que una vez declarada la comercialidad del yacimiento, GyP empiece a aportar su 10%, que es una imposición legal. Pero si el yacimiento es bueno, alguien seguramente nos financie ese 10% que tenemos que devolver”, dijo. En este sentido, Saggese dijo que los tres años otorgados vencen en su mayoría en el 2019.

Por último, ante la consulta sobre los números de GyP, Saggese afirmó que cerró con ganancia. “Lo aprobamos en el directorio hace dos semanas. GyP por mes está facturando cerca de 40 millones de pesos y nos deja un resultado neto de 7 millones de pesos. En 2014 pagamos a la provincia dividendos por 2 millones de dólares. Luego, por la existencia de este carry financiero con Aguada del Chañar la AFIP no nos dejó pagar dividendos porque tuvimos una perdida técnica en el balance, y ahora hay que definir cuánto pagar porque tuvimos ganancia”, añadió.

“El resultado del 2016 fue de 127.453.000 pesos. Tuvimos un incremento del 167% porque el 2015 tuvo 191.608 millones de pérdidas. El año que viene va a ser mucho más positivo. Las proyecciones de los pilotos es que van a crecer significativamente entre fines de este año y 2018”, vaticinó.

YPF inauguró una nueva estación de servicio en Centenario

Thu, 06 Jul 2017 06:29:01 -0300

Participaron del evento el gobernador Omar Gutiérrez y el intendente de Centenario, Esteban Cimolai, y ejecutivos de YPF.

La estación, que fue inaugurada el 4 de julio, demandó una inversión de 60 millones de pesos. Posee tres islas en la playa de vehículos livianos y dos en la playa de pesados, con 30 picos de despacho. La capacidad de los tanques es de 200.000 litros. La misma emplea a 25 personas de la zona y se encuentra en un punto estratégico del corredor petrolero de Vaca Muerta, sobre la ruta provincial 7.

La novedad de esta nueva estación es la tienda Full, que será la primera en toda la provincia con el nuevo concepto sustentable, tecnológico y saludable, que busca brindarles una nueva experiencia a todos sus clientes.

Esta nueva propuesta de imagen y ambiente se orienta a las nuevas exigencias del mercado, con una tendencia a la alimentación sana.

YPF lidera el mercado de combustibles en Neuquén, con 38 estaciones de bandera y cuatro módulos de abastecimiento.
.