Vaca Muerta News

Rincón de los Sauces quiere migrar al no convencional

Sun, 06 Dec 2020 10:28:01 -0300

Rincón de los Sauces, ciudad emblema de la explotación convencional de hidrocarburos, apuesta a la explotación no convencional. Operadoras como Chevron o YPF, están ensayando la reconversión en algunos pozos. En este lugar, la reactivación, tras la larga crisis del Brent y la pandemia del coronavirus, está cada vez más cerca.

El secretario administrativo del sindicato de Petróleo y gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa, además de ex intendente de Rincón de los Sauces, Marcelo Rucci, está al tanto de esta posible migración.

Rucci señaló al diario LM Neuquén que la reactivación de la zona hidrocarburífera se dará también más en la ventana del crudo, en la formación Vaca Muerta.

“Son expectativas importantes las que tenemos en Neuquén y también en Rincón de los Sauces, evidentemente lo vamos a poder hacer en las adjudicaciones en el transcurso de este mes, hay muchos interesados, en este incentivo porque el país tiene que abastecer la demanda interna para evitar importar gas más caro, y qué mejor que la posibilidad de extraerlo de nuestras cuencas”, explicó Rucci.

Uno de los yacimientos a reactivar es Narambuena, un área marginal donde YPF junto con Chevron han realizado algunos ensayos en shale gas, de manera positiva.

Es un yacimiento contiguo a Chihuido de la Sierra Negra, un bloque convencional donde también hay ensayos NOC con dos pozos: el 700 y 701, que de acuerdo a lo informado por el ex intendente “dieron buenos resultados”.

“La expectativa es que el shale llegue a todas las áreas que en su momento fueron importantes en el convencional. Se está hablando con Exxon, Equinor, Chevron; esto va a reactivar la demanda que había hasta antes de a pandemia, pero por ahora seguimos estando abajo”, dijo el dirigente gremial.

La migración hacia Vaca Muerta que las operadoras están haciendo en Rincón de los Sauces se ve en Chihuido de la Sierra Negra (YPF) y el Trapial (yacimiento adquirido por Chevron a principios de este año) donde los ensayos del fracking en algunos pozos serán el parámetro para las nuevas inversiones.

Por ahora, en los bloques conviven los dos métodos de extracción, a pesar de que el hidrocarburo convencional aún sigue siendo una medida fuerte en la extracción: El Trapial, por ejemplo, produjo casi 5000 bdp/d en octubre, sumado al fracking.

Es el caso de Narambuena, una vieja área que produce unos pocos barriles al día y que está en el análisis de los ensayos para el shale gas, de acuerdo a lo informado por el mismo Rucci.

En Bajo del Toro, un área donde la noruega Statoil se asoció con YPF, se sacan unos 500 bdp de shale, de acuerdo a los datos del Ministerio de Energía de la Nación. Si bien la operadora aún está en una fase piloto, los ensayos han demostrado resultados en el campo shale y se espera por mejores condiciones macroeconómicas.

El viraje hacia la exploración no convencional es la clave de la reactivación en una zona donde Vaca Muerta asoma, por ahora tibia, pero con gran expectativa a futuro.

YPF y Tecpetrol avanzan con sus proyectos de almacenamiento de gas

Sun, 06 Dec 2020 10:15:01 -0300

La petrolera de mayoría estatal YPF y el brazo petrolero del grupo Techin, Tecpetrol, continúan con sus proyectos de storage subterráneo para almacenar gas cuando baja la demanda.

YPF lleva adelante el proyecto Cupén, en el yacimiento Loma La Lata-Sierra Barrosa, que cumplió su primera fase de inyección y extracción. Tiene una capacidad de diseño de 250 millones de m3 y podrá extraer entre 1,5 y 2,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3d).

Para llenar el storage, YPF puede tomar gas del Neuba I o de la producción propia del campo. Además, tiene la posibilidad de entregar en la cabecera de ese mismo gasoducto o del Cordillerano. Desde Cupén se podrá abastecer consumos regionales e inyectar al sistema troncal.

El proyecto de YPF se encuentra en etapa piloto y cuenta con 2 pozos inyectores y 8 pozos monitores. El almacenamiento es a 550 metros de profundidad en la formación Rayoso, que tiene buena permeabilidad, espesores continuos y sellos con efectividad comprobada, señala la nota de Cristina Navazo en el diario LM Neuquén.

En una charla organizada por MEGSA, la jefa de Operaciones de Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural de la compañía, María Victoria David, explicó que Cupén permite generar una sinergia por la utilización de las instalaciones existentes y se compartes las las plantas de tratamiento y captación que tiene Sierra Barrosa

El otro proyecto de almacenamiento subterráneo en Vaca Muerta lo tiene la principal productora de shale gas ecpetrol. Se trata de Aguada de los Indios Sur (ADIS), en la concesión Agua Salada, en la provincia de Río Negro. La productora utiliza para este storage un reservorio depletado de la formación Cuyano Inferior, a 3.000 metros de profundidad.

Según los estudios realizados por la compañía, se podrá inyectar un millón de metros cúbicos diarios en verano y extraer 3 MMm3/d en los tres meses de invierno. El storage se conectará al gasoducto Medanito-Allen, que opera Transportadora Gas del Sur (TGS). Maria Pía Rondina, especialista de Tecpetrol, señaló que el almacenamiento subterráneo permite aprovechar yacimientos depletados, sobre todo de gas, y extender la vida útil de sus instalaciones.

Los especialistas coinciden en que la viabilidad económica de estos proyectos depende de que haya precios diferenciales en los meses de invierno y en los de verano, una cuestión plasmada en el nuevo Plan Gas.Ar.

La clave es fijar una regulación específica para los storage que establezca que la producción tenga prioridad de despacho frente al gas importado y el uso de combustibles líquidos para la generación de electricidad.

El almacenamiento subterráneo permite tener una producción continua en los yacimientos, amortiguar las bruscas bajas estacionales de la demanda doméstica y evitar cierres de producción -importante sobre todo en desarrollos de capital intensivo como Vaca Muerta-. Además, posibilitarían atender demandas locales o regionales liberando hasta 10 MMm3d de capacidad de transporte en los gasoductos troncales, y apuntalar las exportaciones en firme hacia los países vecinos como Chile.

Si bien lo ideal es que un storage se ubique cerca de los grandes centros de consumo, en la Argentina todos están en yacimientos de la Patagonia, donde la geología es ampliamente conocida por la industria petrolera. Además de Cupén de YPF y ADIS de Tecpetrol, hay otros dos proyectos similares en el país: Diadema, en Chubut (CAPSA-Capex); y Sur Río Chico, en Santa Cruz (CGC).

Plan Gas: no hubo mayores ofertas para el periodo invernal

Sun, 06 Dec 2020 07:45:01 -0300

Si bien en la Secretaría de Energía celebraron la puesta en marcha del nuevo Plan Gas que busca impulsar la producción gasífera para evitar las importaciones, la subasta del 3 de diciembre no logró captar mayor gas para abastecer el invierno, que era el principal objetivo del programa.

Desde Nación festejaron la realización de las subastas de gas, el primer paso del programa de estímulo que lanzó el Gobierno para reactivar la producción, evitar el declino de los pozos gasíferos. Sin embargo, hubo dos hechos llamativos que tendrán impacto en las arcas fiscales: casi no hubo ofertas adicionales de gas para el invierno, el período de mayor demanda, e YPF, la empresa con control estatal, fue la que ofreció el mayor precio producto de la caída en la producción de sus pozos.

Vale recordar que el consumo de gas es extremadamente estacional: desde mediados de mayo a mitad de agosto, la demanda llega a duplicarse (la residencial se quintuplica). Por eso se dice que en verano "sobra gas" y en invierno hay que abastecer los picos con importaciones. El problema es que, con las tarifas congeladas desde abril de 2019, la producción de gas cayó alrededor del 8% y escasea la oferta para el próximo invierno.

Es por eso que la Secretaría de Energía diseñó el Plan Gas de forma tal de ofertar 70 millones de metros cúbicos por día (m3/d) durante todo el año y un adicional de por lo menos 15 millones de m3/d para los meses más fríos. Sin embargo, recibió ofertas de 16 petroleras por 67,9 millones de m3/d y apenas 3,6 millones de m3/d adicionales para el invierno, proveniente de tres empresas (Tecpetrol, Pampa Energía y Total Austral).

En el caso de la estatal YPF fue la empresa que más ofertó pero no amplió su oferta para el invierno: ofreció casi 21 millones de m3/d para todo el año a un precio promedio de US$3,66 el millón de BTU (medida inglesa que se utiliza en el sector), muy cerca del tope de US$3,70 que había fijado el Gobierno.

El consultor y ex funcionario macrista de Energía, Luciano Caratori, advirtió con preocupación al diario “La Nación” que no se hayan recibido más ofertas de gas en el período invernal. "Se diseñó un plan con un precio suficientemente atractivo en el que las empresas pueden subastar hasta el 70% de lo que están produciendo y las ofertas quedaron cortas en invierno, que era el principal objetivo de este programa: sustituir importaciones. Muchos productores no creen que le vayan a pagar o, posiblemente, que el precio tope que se estableció no sea lo suficiente para compensar otros riesgos que ve el sector", dijo Caratori.

La preocupación que se abre ahora para la Secretaría de Energía será la de buscar cómo abastecer la demanda de invierno. Las dos opciones que tiene es la de traer de nuevo el buque regasificador a Bahía Blanca o negociar un incremento de las importaciones del gas de Bolivia. Este año vence la adenda al contrato de provisión de gas vigente con Bolivia que firmó el gobierno anterior, por el cual se importaban 18 millones de m3/d entre junio y agosto.

En la petrolera explicaron que el precio de su oferta se debe a que hace un año y medio no invierten en pozos de gas y estaban con un declino importante de su producción. "Para ofertar todo el volumen que ofrecimos, tenemos que reactivar prácticamente todos nuestros yacimientos, donde tenemos una dispersión grande en cuanto a conocimiento. YPF podría haber ofrecido menores precios, pero con menores volúmenes", indicaron en la compañía, y señalaron que para la próxima subasta podrán participar con valores menores.

La complicación para las empresas fue que el lanzamiento del Plan Gas se atrasó con los cambios en la Secretaría de Energía y eso generó que la mayoría no llegara a suministrar el gas para mayo próximo, como fijan los contratos. "El programa es bueno, recoge muchos aprendizajes de planes anteriores, como salir a subastar lo que se necesita, establecer un precio incremental para la demanda estacional y cerrar los contratos en firmes. Pero si se hubiera logrado hacer las licitaciones en septiembre, tal vez daba más tiempo para que las compañías pudieran ofertar más gas", dijeron en YPF.

Con estos valores, la Secretaría de Energía planea establecer contratos en dólares para los próximos cuatro años, lo que le dará certidumbre de inversión a las empresas. Como referencia, las tarifas residenciales reflejan un valor de US$2,30 el millón de BTU, que era US$4,50 en abril de 2019, antes de congelar el precio del servicio.

El objetivo del Gobierno es que los usuarios sigan pagando los US$2,30, y, por lo tanto, se actualizarían las boletas por la devaluación esperada el año próximo (alrededor de 30%). La diferencia entre ese valor y el precio promedio de las subastas las aportará el Tesoro a través de subsidios. Este costo implicará un gasto fiscal en el próximo año de alrededor US$600 millones, según la cartera de Energía.

Adicionalmente, también se incrementará el precio que pagará Cammesa, la compañía con control estatal encargada del despacho eléctrico, por la compra de gas para abastecer a las usinas eléctricas. Si se suma este gasto incremental, los subsidios que destinará el Estado subirán a alrededor de US$1500 millones. Si la moneda sufre una devaluación más brusca y los usuarios residenciales terminan pagando un valor menor a los US$2,30, las transferencias del Tesoro podrían ser aún mayores (Fuente: La Nación).