Vaca Muerta News

12 de julio: Día de la Mujer Petrolera

Mon, 12 Jul 2021 15:32:25 -0300

Ya desde hace un tiempo, las mujeres se han hecho un espacio como trabajadoras de la actividad petrolera, ocupando cargos operacionales y jerárquicos, ganando un destacado lugar y respeto en esta labor a la par de los hombres.

Un 12 de julio del año 2000, Alejandra Rubbo, ciudadana de la ciudad de Catriel, en la Provincia de Río Negro, falleció en un trágico accidente cuando regresaba del yacimiento Señal Picada, donde se desempeñaba como empleada de una empresa de servicios petroleros.

A raíz de este hecho, desde la municipalidad de Catriel cada año celebran este día, rememorando a Alejandra Rubbo, relacionada a la actividad petrolera, donde se desempeñaba con compromiso y pasión.

Posteriormente, y luego de varios pedidos, en la Provincia de Río Negro se sancionó en el año 2014 la ley provincial 4960, que reconoce a la mujer petrolera en memoria de Alejandra Rubbo y de todas las mujeres que dejan su vida en la actividad hidrocarburífera.

A nivel nacional se presentó un proyecto que obtuvo media sanción, pero su tratamiento fue postergado a partir de la pandemia.

En Neuquén, Women in Energy Patagonia, parte de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE), propusieron que se apruebe una ley en la Provincia de Neuquén para obtener el mismo reconocimiento y se trabaja en ello.

En este día tan especial se invita a reflexionar sobre:

- Fomentar la participación y el liderazgo de las mujeres en la industria.

- Contribuir a cerrar las brechas de género en el sector.

- Revalorizar a las mujeres que están directa e indirectamente relacionadas a la actividad petrolera.

- Impulsar la conciliación de la vida laboral y familiar desde una perspectiva género.

- Favorecer la transformación de la industria, en una más diversa e inclusiva.

Por despidos injustificados Petroleros Privados paró una base de Halliburton en Añelo

Mon, 12 Jul 2021 14:11:05 -0300

Desde el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Neuquén, Río Negro y La Pampa, informaron que llevan adelante una medida de fuerza debido a 8 despidos injustificados en la empresa norteamericana Halliburton, que aduce “haber finalizado un contrato a término”, cuando en realidad el contrato concluye en septiembre.

“Por regla general los contratos son por tiempo indeterminado, pero si se hacen en plazos, se debe avisar a la organización sindical y se avanza con un convenio específico para ese tipo de vínculos. En este caso no se hizo, por lo que los despidos son ilegales”, explicó el Secretario General de la organización Guillermo Pereyra.

Este lunes 12 de julio, durante la mañana, se llevó adelante una asamblea con los sectores de cementación y fractura en la base que Halliburton tiene en Añelo.

Allí se definió lanzar un paro de actividades en esa base para exigir la reincorporación de los 8 trabajadores despedidos.

“Y si para el miércoles por la noche no hay novedades lanzaremos un paro total de actividades en esa empresa”, agregó Pereyra.

En cuatro años, el Estado destinó $ 106.000 millones para sostener la producción y explotar Vaca Muerta

Mon, 12 Jul 2021 13:51:01 -0300

El Estado nacional destinó en los últimos cuatro años casi $ 106.000 millones en subsidios a la producción de gas natural, que permitieron sostener la oferta local y continuar con la explotación de la formación no convencional Vaca Muerta.

Fueron $ 105.205 millones los pagos que ejecutó el Tesoro a partir de 2017 por la Resolución 46, que beneficiaron e impulsaron principalmente a Tecpetrol y a la Compañía General de Combustibles (CGC), brazos petroleros de Techint y la Corporación América (de Paolo Rocca y Eduardo Eurnekian, respectivamente); y otros $ 696 millones los que se abonaron por el Plan Gas 4, programa que está en vigencia desde inicios de 2021.

Así lo informó por escrito el jefe de Gabinete, Santiago Cafiero, en la previa a su visita al Congreso nacional.

Además, desde 2019 las petroleras cobraron del Estado una deuda por u$s 1583 millones correspondiente a pagos pendientes de las tres versiones anteriores del Plan Gas, que comenzaron en 2013, publicó El Cronista.

El detalle

El Plan Gas IV (Plan de Promoción de la Producción del Gas Natural Argentino - Esquema de Oferta y Demanda 2021-2024) remunera la producción de las petroleras destinadas a la demanda prioritaria -usuarios residenciales abastecidos por distribuidoras- y la generación eléctrica -centrales térmicas a través de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, Cammesa-.

Son 67,42 millones de metros cúbicos diarios todos los días del año, a un promedio anual de u$s 3,50 por millón de BTU.

El Estado cubre la diferencia entre ese costo y lo que abonan los hogares -un promedio de u$s 2,20- y las usinas -cerca de u$s 2,70-.

La Secretaría de Energía estimó en marzo que el costo del sistema de gas -entre los pagos a las petroleras y la importación de gas licuado y en estado natural de Bolivia- necesitaría una inyección de fondos del Tesoro de $ 110.000 millones, unos $ 37.000 millones más que lo presupuestado.

El Ministerio de Economía empezó a ejecutar pagos el 20 de abril. Sobre los $ 696 millones afrontados en 60 días -cuando cerró el informe-, la petrolera francesa Total Energies fue la que más cobró: $ 166,9 millones.

La siguen la estatal YPF, con $ 162,3 millones; Pampa Energía (de Marcelo Mindlin), con $ 143,5 millones; y Pan American Energy (PAE, de la familia Bulgheroni y la china CNOOC), con $ 99,2 millones.

Más atrás están Pluspetrol (Poli y Rey), con $ 47,1 millones; y la alemana Wintershall Dea, con $ 33,7 millones; mientras que, más enfocadas en el petróleo, también cobraron parte de este programa las petroleras Vista Oil & Gas (de Miguel Galuccio), la angloholandesa Shell y las subsidiarias Mobil (de ExxonMobil) y Petrobras Operaciones (de Pampa Energía).

El Plan Gas logró revertir la tendencia al declino de la producción e incluso ya ayudó a que la Argentina exporte a Chile este fin de semana (en condición de intercambio), en pleno invierno, ante la crisis energética en el país vecino y las altas temperaturas a nivel local.

Cabe recordar que desde 2017, luego de un acuerdo entre el Gobierno, las empresas y los sindicatos para agregarle una adenda al Convenio Colectivo de Trabajo (CCT), se revitalizó la explotación de shale y tight gas y se continuó con el desarrollo de Vaca Muerta.

La Resolución 46/2017 premió la producción incremental en nuevos campos, estableció un precio de u$s 7,50 por millón de BTU para 2018, con un sendero descendente cada año de 0,50 dólares. En 2021, último año de vigencia del programa, se paga u$s 6.

En este caso, el Estado cubre con subsidios la diferencia entre ese precio y el precio medio del mercado, que en los primeros meses de este año rondó los u$s 2,30 por millón de BTU, de acuerdo a datos oficiales de Energía.

Por los requerimientos de la resolución, solamente Tecpetrol y CGC pudieron sacarle masivamente el jugo a estos beneficios. En tanto, YPF fue perdiendo posicionamiento en el mercado y decayó su producción.

Desde 2013, cuando Axel Kicillof ganaba poder en la conducción de YPF y la economía doméstica, se empezó a incentivar la extracción de gas para revertir la caída de la época de Repsol.

A partir de entonces, el Estado acumuló hasta 2017 deudas por u$s 1583 millones con las petroleras YPF, PAE, Pampa Energía, Wintershall Dea y Total, entre otras, que se empezaron a cancelar en 30 cuotas desde enero de 2019.

Recién el 28 de junio del 2021, hace dos semanas, el Tesoro pagó el último bono de las versiones anteriores del Plan Gas.

Asimismo, el conjunto de las productoras le reclama al Estado otra deuda de $ 40.000 millones por la devaluación de 2018, cuando el dólar saltó de $ 20 a $ 40 en un semestre y las petroleras entregaron el gas a un menor valor en dólares que lo pactado con las distribuidoras, lo que en la jerga se denomina Diferencias Diarias Acumuladas (DDA).

Este Gobierno no quiere reconocer esos compromisos porque entiende que es una deuda entre privados, que la anterior administración decidió estatizar.

En este marco, las petroleras Total Energies, Wintershall Dea y PAE aguardan ver cómo se comporta el Estado con los pagos del Plan Gas, el fiel cumplimiento de las reglas del juego y los incentivos que tendrán en la nueva ley de promoción de inversiones antes de comeenzar a desembolsar unos u$s 1000 millones para el Proyecto Fénix, de producción costa afuera (offshore).

Cuáles son los yacimientos más productivos en Vaca Muerta

Mon, 12 Jul 2021 07:46:26 -0300

La reactivación hidrocarburífera en la Cuenca Neuquina y la recuperación en la actividad en la industria tomó un nuevo impulso gracias a una serie de factores que combinan la mejora de los precios de los hidrocarburos,la evolución de la curva de aprendizaje de las operadoras, la reducción de costos y la mayor productividad de los pozos.

En este marco distintas operadoras están lanzadas a la extracción de gas y petróleo, en Vaca Muerta que extrae ocho de cada diez barriles de petróleo y más del 70% del gas en Neuquén.

En el caso de la petrolera estatal YPF, la operadora lidera la actividad en el shale con 1o equipos de perforación. La compañía reactivó por completo la actividad en el upstream y este año alcanzó un récord de 34 pozos horizontales completados en Vaca Muerta en un trimestre.

YPF aumentó la producción de shale oil a partir de la continuidad del desarrollo de sus campos más productivos: Loma Campana, que en mayo último produjo 50.900 barriles diarios de petróleo (bbld), La Amarga Chica (24.146 bbld) y Bandurria Sur (11.792 bbld). Esa triada de yacimientos concentra el 58,6% de la producción de crudo de Vaca Muerta.

Días atrás, YPF batió un nuevo récord de perforación en Vaca Muerta, tras realizar 2.245 metros en sólo 48 horas, su mejor performance alcanzada para una sección horizontal en Loma Campana. La petrolera nacional lidera la actividad en el shale con 10 equipos de perforación. Viene mostrando una evolución constante en las etapas de fractura mensuales por equipo, al alcanzar un promedio de 139 en el primer trimestre del año, lo que representa una mejora del 24% superior en relación a la media de 2020.

Otra de las operadoras top de Vaca Muerta es Vista Oil & Gas, en el área Bajada del Palo Oeste. Con una producción de 22.645 barriles diarios, es el cuarto campo de petróleo de Vaca Muerta, y convirtió a Vista Oil & Gas en la segunda productora de shale oil en menos de tres años de operaciones. El desarrollo masivo del bloque comenzó en la segunda mitad de 2018, actualmente tiene 28 pozos en producción, y planea un desarrollo de 550 pozos.

Entre el primer pad de pozos y el séptimo, Vista redujo un 45% el costo de perforación y completación, al pasar de 17,4 millones de dólares por pozo a 9,5 millones de dólares. La compañía demuestra un progreso continuo en métricas de perforación y terminación, con crecientes curvas de productividad.

Hace unos días, Vista cerró con Trafigura un novedoso acuerdo para la industria petrolera argentina. Las compañías se asociaron para invertir 250 millones de dólares en el desarrollo de 20 pozos en Bajada del Palo Oeste. La petrolera de Miguel Galuccio tendrá derecho sobre el 80% de la producción de esos pozos y la empresa propietaria de Puma Energy el 20%.

Shell y su desarrollo en Cruz de Lorena tampoco se detiene. La compañía fue la primera en reactivar las operaciones de perforación y terminación de pozos el año pasado tras la parálisis por la pandemia. Su bloque Cruz de Lorena se ubica como el quinto yacimiento producto de shale oil, con 5.258 barriles diarios, señala el Informe de LM Neuquén.

Gas

En lo que hace a las áreas gasíferas, Fortín de Piedra, operada por Tecpetrol, mantiene su rol protagónico. En mayo produjo 11,5 millones de m3 diarios (MMm3/d) y fue el principal campo gasífero del país. La capacidad instalada del yacimiento alcanza un volumen de hasta 20 MMm3/d.

La petrolera ya invirtió, desde 2017, u$s 2.300 millones en el desarrollo del área y desembolsará unos u$s1.500 millones en los próximos cuatros años, de los cuales u$s 350 millones se ejecutarán durante 2021. Tecpetrol es la segunda compañía con mayor volumen adjudicado en el Plan Gas.Ar.

TotalEnergies y su desarrollo en Aguada Pichana Este, es la compañía extranjera que más ha invertido en Vaca Muerta en la última década, siempre concentrada en el negocio del gas. Su campo más prolífico con 8,2 MMm3d fue el segundo yacimiento productor de shale gas en mayo.

Por otra parte, el yacimiento El Mangrullo, operado por Pampa Energía, alcanzó a comienzos de julio un récord de producción de 6 millones de m3/día con la incorporación de nuevos pozos y la puesta en marcha de la planta TPF de compresión y tratamiento. Se trata de una cifra récord para el área perteneciente a los municipios de Cutral Co y Plaza Huincul, que la ubica como la segunda productora de gas de cuenca.

La compañía informó que en lo que va del año, incrementó un 34% la producción en el bloque, a la vez que avanza con las obras para seguir aumentando la producción y alcanzar los compromisos asumidos en el Plan Gas Ar. Junto a la puesta en marcha de la TPF, continúan los trabajos de construcción de instalaciones de superficie que forman parte de la inversión de 250 millones de dólares.

El cuarto lugar en producción de gas en Vaca Muerta lo ocupa Rincón del Mangrullo, con 3,7 MMm3d. Se trata de una de las principales áreas que tiene en desarrollo YPF para cumplir con sus compromiso del Plan Gas.

La producción gasífera de la compañía nacional creció 20% en las últimas semanas y que se espera que la suba alcance al 32% en agosto.

El cierre de los yacimientos gasíferos se lo disputan El Orejano (2,5 MMm3d), el primer desarrollo de shale gas que llevó adelante YPF en la cuenca en sociedad con Dow; y La Calera, bloque operado por Pluspetrol, con 2,3 MMm3d.