Vaca Muerta News

Wintershall comenzará a exportar gas a Chile

Fri, 12 Oct 2018 19:18:01 -0300

La petrolera alemana Wintershall fue autorizada por la Secretaría de Energía, a cargo de Javier Iguacel, a exportar 750.000 m³/por día de gas natural offshore de la Cuenca Marina Austral 1 hacia Chile. Así, Wintershall se suma a Total, PAE y CGC que ya fueron autorizadas a exportar la misma cantidad de gas.

La petrolera de origen alemán Wintershall se suma a la lista de productoras que exportarán gas natural a Chile. Se trata de la exportación del fluido a través de la Cuenca Marina Austral 1, el desarrollo offshore que tiene en las costas frente a la provincia de Tierra del Fuego.

Mediante la resolución 36/2018, publicada el 10 de octubre en el Boletín Oficial, la Secretaría de Energía, a cargo de Javier Iguacel, autorizó a Wintershall a exportar gas natural desde el sur hacia Chile.

El envío será a la firma canadiense Methanex, como las demás autorizaciones de exportación que viene realizando la Argentina. Será de carácter interrumpible y por una cantidad de 750.000 m³/día de gas “de 9.300 Kcal/m3 hasta las 06:00 hs del 1 de junio de 2020, o hasta completar una cantidad máxima total de 479.250.000 m3”, señala la resolución.

También aclara que esta cantidad “estará sujeta también a interrupción cuando existan problemas de abastecimiento interno”.

Además, “la autorización de exportación caducará automáticamente si transcurrido el plazo de noventa días computados a partir de la fecha de su publicación, no se efectivizare la primera exportación comercial de gas natural”, señalaron desde el organismo oficial.

Wintershall se suma a las productoras Total, PAE y CGC que fueron las primeras tres en ser autorizadas a exportar gas a Chile por un total de 2.250.000 de metros cúbicos por día hasta y el 1ro de junio de 2020.

Avanzan los pozos XL en Vaca Muerta

Fri, 12 Oct 2018 06:57:01 -0300

Tres operadoras como YPF, ExxonMobil y Tecpetrol, que que perforan la roca en Vaca Muerta comenzaron a diseñar sus perforaciones más allá de la barrera de los 3.000 metros de rama lateral

Hasta ahora, la medida que cuajó mejor fue la de realizar perforaciones con ramas laterales de 2.500 metros y un poco más de 25 etapas de fractura. Pero así como los pozos de 1.000 y 1.500 metros de ramas horizontales quedaron obsoletos hace tiempo, la receta está a punto de cambiar y marcar una nueva era en Vaca Muerta, en la que los desarrollos XL son la alternativa para la reducción de costos.

El 3 de agosto pasado la petrolera de mayoría estatal YPF conectó su primer pozo XL, un desarrollo que demandó 14 millones de dólares y que con 3.200 metros de longitud representa algo así como capturar la producción de un tramo que es igual a toda la avenida 9 de Julio de Buenos Aires.

Con esa experiencia ganada, es que el vicepresidente de Upstream de YPF, Pablo Bizzotto, sostuvo que “viendo la productividad de este pozo, seguramente vamos a intentar ir siempre un poquito más allá porque hemos comprobado que a medida que hacemos pozos más largos la productividad adicional que incorpora cada fractura es lineal”.

Y remarcó la importancia de ello pues sostuvo que con ese incremento en la productividad “podemos lograr una reducción del costo desarrollo importante que cada vez nos acerca a ser más competitivos con Permian”, dijo al diario “Río Negro”.

YPF no es la única operadora embarcada en entrar en la era de los XL. El director general de Desarrollo de Negocios de Tecpetrol, Ricardo Markous, reveló que “estamos también planeando ir más allá de los 2.500 metros de rama lateral”.

El referente de la petrolera del Grupo Techint contó que “tenemos algunas limitaciones pero estamos aumentando los equipos de bombeo para tratar de llegar al menos a los 2.800 metros en un plan en el que también estamos analizando incrementar las etapas de fractura”, señaló.

ExxonMobil es otra operadora que pretende impulsar esta nueva manera de perforar y ya encara el primer pad de pozos de 3.000 metros. El country manager de ExxonMobil, Daniel De Nigris, precisó que “en Pampa de las Yeguas estamos desarrollando el primer pad de tres pozos de 3.000 metros de rama lateral con un total de 158 etapas de fracturas”. Según precisó “ya vamos por la mitad con un promedio de 3,5 etapas de fractura por día y picos de 6”.

Y destacó que en Bajo del Choique “el skidding rig ya se movió para comenzar un nuevo pad de 3.000 metros con 53 etapas de fractura”.

YPF instalará una planta de licuefacción de gas natural licuado (LNG)

Fri, 12 Oct 2018 06:11:01 -0300

La petrolera bajo control estatal contrataría un barco a punto de contratar una barcaza de la firma belga Exmar equipada con una unidad flotante de licuefacción de gas. Se trata de un proyecto que permitirá exportar por barco pequeños volúmenes de gas desde el muelle de la empresa petroquímica MEGA en Bahía Blanca. La planta estará operativa en 2019.

El próximo 1º de noviembre el buque regasificador Excelsior, propiedad de Excelerate Energy, partirá del muelle de la empresa MEGA tras estar amarrado durante 10 años en el puerto de Bahía Blanca, según publicó el portal EconoJournal. En esa misma locación, YPF llevará adelante un proyecto disruptivo para la Argentina.

La petrolera controlada por el Estado instalará la primera planta de licuefacción de gas natural licuado (LNG) en el país. La iniciativa se materializará en los primeros meses de 2019. YPF está ultimando la negociación con la empresa belga Exmar, que nació como un desprendimiento de Excelerate, para contratar una barcaza equipada con una unidad flotante de licuefacción de gas (FLNG).

El buque denominado Caribbean FLNG tiene capacidad para procesar unos 2,2 millones de metros cúbicos diarios (MM3/día) de gas, de los cuales alrededor de un 10% se utiliza como consume. Así lo confirmaron al portal en energía allegados a YPF y fuentes gubernamentales al tanto de la operación.

Se trata de un emprendimiento de pequeña envergadura, pero que permitirá algo impensado hasta hace poco tiempo atrás: que la Argentina ingrese aunque con una posición marginal en el negocio global de suministro de LNG, que tiene su centro de demanda en países asiáticos como Japón y Corea. La planta generará valor especialmente en período contra-estacionales en los que la demanda del fluido decrece y se registran saldos exportables para los que no existe mercado.

La tecnología que empleará YPF en el proyecto es novedosa en el Cono Sur. La barcaza que empezará a operar en el primer trimestre de 2019 fue construida por Exmar en 2014. Se diseñó para participar de un proyecto de LNG en Colombia por iniciativa de la empresa Pacific Rubiales. Pero, a raíz del derrumbe del precio del crudo registrado en junio de ese año, el proyecto fue cancelado. Desde entonces el buque Caribbean FLNG operó en distintos puntos del planeta como China y Canadá. El año pasado Exmar mantuvo negociaciones para que la unidad opere en Irán.

YPF firmará ahora un contrato de alquiler de la unidad marítima de 144 metros de eslora. Desde la empresa que preside Miguel Gutiérrez evitaron brindar precisiones del proyecto, pero fuentes del mercado indicaron que la contratación de la barcaza podría costar hasta US$ 30 millones por año. El proyecto prevé también el alquiler de un “barco almacén” para acopiar el LNG, dado que a barcaza cuenta con tres pequeños tanques que, en conjunto, pueden almacenar 16.100 metros cúbicos de LNG

Se estima que el costo de licuefacción en la barcaza de Exmar rondaría los US$ 2,50 por cada millón de BTU de gas procesado. Eso quiere decir que, por ejemplo, si YPF puede despachar gas a un precio en boca de pozo de US$ 3,50 podría estar en condiciones de exportar LNG a US$ 6 por MMBTU más costos de flete y transporte. A futuro, si YPF logra bajar el costo de desarrollo de gas en Vaca Muerta, el proyecto podría utilizarse para exportar gas extraído en campos no convencionales.

Para facilitar la viabilidad económica del proyecto, el Ministerio de Hacienda accedería a reducir las retenciones a la exportación de gas. Será una baja de hasta un 50% de los derechos a la exportación que rigen en la actualidad y en lugar de cobrar 4 pesos sobre cada dólar exportado, Hacienda está dispuesto a cobrar 2 o 3 pesos.