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domingo, 8 de septiembre de 2024

Proyecto Vaca Muerta Sur: YPF comenzó la construcción del oleoducto

Se trata del primer tramo de 130 kilómetros del oleoducto Vaca Muerta Sur que, cuando esté concluido en su totalidad, contará con una terminal de exportación en la zona de Punta Colorada, cerca de Sierra Grande.

Este primer tramo es estratégico porque permitirá ampliar la producción de petróleo mientras se aguarda la obra definitiva. Unirá las localidades de Añelo, en Neuquén, con Allen, en nuestra provincia, para conectar con el sistema de Oldelval. Ello permitirá aumentar la producción mientras avanzan los permisos para el segundo tramo, de otros 437 kilómetros de oleoducto en suelo rionegrino. 

La obra es ejecutada por la empresa YPF y servirá para incrementar la producción no convencional de petróleo, por lo que es estratégica para el sector y para el país. Es crucial para fortalecer todo el sistema de evacuación de crudo de la cuenca, aprovechando al máximo la capacidad de transporte existente hacia las refinerías y el puerto de Bahía Blanca.

Según se hizo saber desde la compañía, para la construcción se demandarán más de 10 mil caños de 20 y 30 pulgadas. Una inversión de 190 millones de dólares en su primera etapa, con una generación de alrededor de 500 puestos de empleo durante el pico de las tareas. 

En su capacidad operativa máxima, este ducto habilitará a transportar 390 mil barriles diarios, lo que incrementará en un 70% la posibilidad de evacuación de petróleo de la Cuenca Neuquina, duplicando así la capacidad actual de la zona núcleo de Vaca Muerta.

 En #Noticias10 recorrimos la base de acopio de la empresa que lleva adelante la obra de construcción del oleoducto Vaca Muerta Sur. La misma está ubicada a unos kilómetros de Sargento Vidal, en cercanías de la Ruta 151. Se trata del primer tramo de uno de los proyectos más importantes de la región y va desde Añelo hasta Allen. 

jueves, 4 de febrero de 2021

Nuevo récord en Vaca Muerta: su producción compite con cuencas de Estados Unidos


De acuerdo con un informe realizado por la consultora Rystad Energy, la producción de petróleo de la reserva de Vaca Muerta, yacimiento localizado en la provincia de Neuquén, alcanzó un récord de 124.000 barriles por día (bpd) en diciembre de 2020, recuperándose así a niveles previos a la pandemia. Además, el relevamiento expuso que, en caso de que continúen los niveles de actividad actuales, el ascenso de los niveles de producción de crudo no convencional podría seguir hacia el rango de 145.000 a 150.000 bpd para fines de 2021.

En esa misma línea, en cuanto a la productividad de los pozos, la consultora noruega destacó que, si bien todavía es necesario alcanzar mejoras en los costos, el yacimiento petrolífero Vaca Muerta ya compite con las mejores cuencas petrolíferas no convencionales como Permian o Eagle Ford, en Estados Unidos. “Hemos visto una mejora del 6 al 7% en la mayoría de las métricas de productividad de pozos de petróleo de Vaca Muerta entre 2019 y 2020. Si bien aún no se han logrado algunas eficiencias de costos, Vaca Muerta ya compite con las mejores cuencas petrolíferas de Estados Unidos”, enfatizó Rystad.

Cabe destacar que el informe precisó que “a diferencia de las principales cuencas no convencionales de Estados Unidos, donde los operadores han alcanzado en gran medida un punto de inflexión, el desarrollo petrolero de Vaca Muerta recién ahora está entrando en un modo de alta productividad”.

“El declive de la producción de petróleo que la pandemia Covid-19 trajo a la formación Vaca Muerta de Argentina ahora parece un recuerdo lejano”, subrayó el relevamiento al aclarar que el anterior récord de producción de petróleo se dispuso en marzo del año pasado, cuando la producción alcanzó los 123.000 bpd.

Hace cuatro años, YPF representó aproximadamente el 95% de la producción de petróleo de Vaca Muerta, con la mayoría de los volúmenes provenientes de Loma Campana, su área de desarrollo conjunto con la estadounidense Chevron. Sin embargo, en estos últimos cuatro años, otros productores como Shell, Pan American, Vista, ExxonMobil y PlusPetrol intensificaron sus actividades en la ventana petrolera de la obra para representar gradualmente una parte mayor de los volúmenes de la formación.

Por su parte, en diciembre, Vista produjo 15,000 bpd de petróleo, mientras que Shell lo siguió con 13.000 bpd, lo que debería considerarse como nuevos máximos históricos en la cuenca para ambos operadores.

En ese aspecto, Rystad comunicó que “a diciembre de 2020, YPF aún no ha regresado a su récord de producción de petróleo de Vaca Muerta anterior a Covid-19 y, por lo tanto, la recuperación fue impulsada principalmente por productores con programas de capital agresivos planificados para 2020". En definitiva, el rango de recuperación final en Vaca Muerta “es comparable a lo que se está observando en las operaciones de Midland y Eagle Ford de Estados Unidos”.

666 fracturas en Vaca Muerta

A partir de otro informe, elaborado por Luciano Fucello, Country Manager de la empresa NCS Multistage, se reveló que en el mes pasado se llevaron a cabo 666 fracturas, produciéndose así un fuerte aumento del 39% respecto a lo registrado en diciembre y en comparación a los resultados obtenidos en los mejores meses de 2019. Por lo tanto, se evidenció un incremento de casi un 40% en el registro de enero.

La disminución del gas de Vaca Muerta

En contraposición a la producción de petróleo, el gas de Vaca Muerta continuó disminuyendo durante el cuarto trimestre, debido a un menor consumo estacional. De esta manera, la producción bruta de gas, impulsada durante el Gobierno anterior por los subsidios a la petrolera de Paolo Rocca, cayó por debajo de los 900 millones de pies cúbicos por día (MMcfd) en diciembre por primera vez desde octubre de 2018.

Más allá de que la actividad de los pozos en la zona de gas de Vaca Muerta se mantuvo deprimida en los últimos tres meses del año pasado, con pozos de gas literalmente cero en producción, los de petróleo se recuperaron bruscamente en noviembre y diciembre, lo que llevó el conteo de nuevos pozos de petróleo a un promedio de alrededor de 11 pozos por mes.(Source/Photo: Perfil)

martes, 1 de octubre de 2019

Buscan rehabilitar el oleoducto trasandino para exportar crudo por el Pacífico

Fuentes  de la Secretaría de Energía plantearon que la Argentina en la actualidad no tiene problemas de infraestructura para evacuar la producción creciente de petróleo, a diferencia de lo que ocurre con el shale gas donde los gasoductos trabajan al límite de su capacidad.

La saturación de las posibilidades de evacuación no se reproducen en el caso del petróleo, al que las principales operadoras de Vaca Muerta están orientando su inversión inmediata, ya que "existen oleoductos a Bahía Blanca y a Chile que pueden aguantar 250.000 barriles adicionales de transporte", explicaron desde la Secretaría.

Bajo este contexto, en el gobierno nacional confían en que "Argentina no tendrá problema de infraestructura por los próximos dos años para facilitar las exportaciones" de crudo que desde 2020 ya programan las principales operadoras.

"Exportamos petróleo todos los meses porque somos excedentarios en el tipo de crudo denominado Escalante y lo mismo va a ocurrir con el petróleo de Vaca Muerta", remarcaron.

En lo que respecta al oleoducto trasandino, el tramo argentino es propiedad de YPF y esta "en buenas condiciones", mientras que del lado chileno es propiedad de Enap y requiere trabajos de recuperación.

"No es mucha la inversión que hace fata, con lo cual va a estar refaccionado para abastecer una refinería que tienen vinculada y que está prácticamente sin operación por la falta de crudo argentino como para exportar de Chile a a través de los puertos del Pacífico", dijeron las mismas fuentes.

El Oleoducto Trasandino Estenssoro-Pedrals -que entró en funcionamiento en los 90- conecta los yacimientos argentinos de petróleo ubicados en la provincia de Neuquén con la Refinería Bío Bío, en Chile.

En este marco, YPF confirmó que trabaja en la rehabilitación del oleoducto trasandino para su futura puesta en marcha con el objetivo es retomar la exportación de crudo hacia Chile interrumpida hace una década.(Source/Photo: El Constructor)

jueves, 26 de septiembre de 2019

YPF prevé lograr exportación permanente de petróleo de origen no convencional para 2020

La petrolera YPF prevé una reducción de su actividad de 2020 por efecto del congelamiento de precios y de las dificultades de financiamiento que impone la actual coyuntura en el país, aunque no implicará una menor producción de gas y petróleo en sus recursos no convencionales de Vaca Muerta, afirmaron el presidente de la compañía, Miguel Gutiérrez y el CEO Daniel González.

"La coyuntura nos va a afectar en algo hacia adelante pero de ninguna manera estamos pensando en desaprovechar esta oportunidad de largo plazo", afirmó Gutiérrez a la prensa en la Exposición Internacional Oil & Gas que se desarrolla hasta el jueves en el predio porteño La Rural, tras anticipar una baja en la actividad para el año próximo.

Gutiérrez detalló que la industria está teniendo "dos problemas centrales: el de los controles de precios y el tipo de cambio, y el de la reprogramación de la deuda. Y esto es muy importante para toda la cadena de valor".

"De la misma manera que queremos salir del congelamiento de precios lo más rápido posible también es necesario salir del reperfilamiento de deuda porque para la industria es muy importante poder contar con el financiamiento necesario para sus inversiones", agregó el presidente de la petrolera.

González destacó que "YPF adapta la inversión al flujo que puede generar. Si genera menos tiene menos para invertir, pero la realidad es que recién estamos planeando el año próximo con nuestros socios, lo que no necesariamente signifique menor producción con los niveles de eficiencia que están alcanzando los equipos".

"No va sufrir nada la producción ni el desarrollo en general", reafirmó el CEO a la prensa y anticipó que, para 2020, la empresa "va a lograr exportación permanente de petróleo de origen no convencional (luego de algunos embarques puntuales de este año), y se estima que podrá estar en alrededor de los 60.000 barriles provenientes de la Cuenca Neuquina".(Source/Photo: El Constructor)

miércoles, 18 de septiembre de 2019

Construirían un ducto para arenas de fractura como alternativa al tren de Vaca Muerta

Una empresa de servicios petroleros propuso a las grandes operadoras de Vaca Muerta la construcción de un ducto de 220 kilómetros para el traslado de la arena de fractura a sus áreas productivas, como alternativa más económica y de menor impacto que la construcción de un línea ferroviaria.

La propuesta de la empresa Patagonia Shale Services (PSS) solucionaría el problema del excesivo tránsito para transportar la arena de fractura a Añelo, el corazón de Vaca Muerta, que este año movilizará más de 50.000 camiones, llegando al doble en 2023/2024, si Vaca Muerta sigue con el desarrollo previsto.

La posible solución a este problema podría haber sido el desarrollo del demorado proyecto del ferrocarril Norpatagónico, por unos US$ 700 millones de inversión, pero el arenoducto se presenta como una alternativa que costaría la mitad, con una ejecución de apenas 18 meses, más seguro, con un costo operativo inferior y menor impacto ambiental, aseguran sus promotores.

El vicepresidente de PSS, Gian Franco Andreani, explicó a Télam que la idea es trasladar la arena por un ducto hasta los yacimientos de Vaca Muerta mezclándola con agua para formar un barro homogéneo que puede ser bombeado como el petróleo, usando la tecnología minera muy extendida en Chile, Brasil e incluso en la mina La Alumbrera de Catamarca.

El arenoducto proyectado tendría una extensión de 220 kilómetros que, partiendo desde la localidad rionegrina de Chelforo y siguiendo la traza del oleoducto de Oldelval, llegaría directamente a los principales yacimientos sin cruzar ciudades, lugares turísticos, ríos o áreas frutícolas.

Andreani aseguró que la idea ya está en análisis de las principales petroleras que operan en Vaca Muerta, que son las que mayor demanda de arenas de fractura tienen en la actualidad y por los próximos años, las que podrán tomar la decisión de invertir en el arenoducto tal como si fuera un oleoducto propio.

De acuerdo al trabajo de ingeniería referido por Andreani, el arenoducto podría transportar entre 1,5 a 1,8 millones de toneladas de arena por año, para abastecer entre el 80 y 100% de las necesidades de Vaca Muerta para 2020.

Chelforo es un nodo logístico con estación del Ferrocarril Roca desde Bahía Blanca, sobre la ruta 22 y ruta 232, que permite la llegada de la arena desde cualquier origen nacional o internacional, como así también tener una gran infraestructura subutilizada de TGS.(Source/Photo: El Constructor)

martes, 17 de septiembre de 2019

Neuquén se posiciona como polo energético

El gobernador Omar Gutiérrez celebró el anuncio que realizó la Corporación para la Inversión Privada en el Extranjero (OPIC) de los Estados Unidos, sobre el respaldo financiero a proyectos energéticos en Neuquén. Señaló que se trata de “un importante respaldo al desarrollo energético de la provincia”.

La OPIC de los Estados Unidos financia proyectos energéticos en la provincia. Se trata de un préstamo de 450 millones de dólares a dos empresas petroleras que invierten en Neuquén. Además, aprobó una inversión de 122,6 millones de dólares para un proyecto de energía eólica en territorio neuquino.

En el caso de las empresas, Vista Oil & Gas recibirá un préstamo de 300 millones de dólares para el desarrollo de sus proyectos de hidrocarburos no convencionales, en tanto que otros 150 millones de dólares recibirá Aleph, para llevar adelante el proyecto de midstream asociado al desarrollo de Vaca Muerta.

Gutiérrez manifestó que se trata de un “importante respaldo al desarrollo energético de la provincia, posicionando a Neuquén como un polo económico y de inversión, producto de la seguridad jurídica, las reglas claras y transparentes impulsadas por un gobierno que apuesta a nuevas inversiones para mejorar la calidad de vida de todos los neuquinos”.

Con la etiqueta “impulso al crecimiento económico a través de la producción de energía en la Argentina”, los directores de la OPIC aprobaron el préstamo “para movilizar la inversión en una de las industrias claves de la Argentina”.

“El proyecto apoyará el crecimiento económico en un momento crítico para el país y aumentará la independencia energética. Se espera que los proyectos creen empleos locales y generen demanda de servicios y bienes locales”, señalaron en su página oficial.

Importante respaldo a la energía eólica

La OPIC aprobó también un préstamo destinado a parques eólicos “para ayudar a abordar la escasez significativa de suministro de electricidad, ampliar la capacidad de generación a través del desarrollo de energía renovable y diversificar el suministro del país”.

Para la provincia se aprobó una inversión de 122,6 millones de dólares para el financiamiento del proyecto eólico Vientos Neuquinos, que consta de la construcción de una planta de energía de 100,5 megavatios ubicada cerca de Bajada Colorada.

“Una apuesta fuerte e importante que desde la provincia acompañamos, entendiendo que nos permite ampliar nuestra matriz energética para el desarrollo de Neuquén y del país”, cerró el gobernador. (Source/Photo: El Constructor)

miércoles, 3 de julio de 2019

Vaca Muerta alcanzó un pico histórico de producción de gas y petróleo

Siguió creciendo aceleradamente durante el mes de mayo, alcanzando una suba interanual de 7,6% y 4,2%, respectivamente, según el Ministerio de Hacienda.

 La producción de gas y petróleo siguió "creciendo aceleradamente" durante el mes de mayo y logró alzas interanuales de 7,6% y 4,2%, respectivamente, informó oficialmente el Ministerio de Hacienda.

En un comunicado, la cartera económica indicó que "las subas se explican por el crecimiento de la producción del no convencional de Vaca Muerta.

La producción de gas es la más alta desde julio de 2009 y en petróleo, acumula 15 meses de crecimiento interanual ininterrumpido.

En mayo se cumplieron 13 meses sin importaciones de crudo, algo que no ocurría desde el año 2012.

La mayor producción se refleja también en la balanza comercial, que arrojó superávit durante los primeros cinco meses del año.

Entre 2006 y 2013 la Argentina pasó de tener un superávit comercial energético de US$ 6.100 millones a un déficit de US$ 6.900 millones, recordó el comunicado de Hacienda.

El año pasado, agregó, el rojo en el intercambio sectorial, fue de US$ 2.300 millones, mientras este año se espera estar cerca del equilibrio.

La información añadió que la cantidad de fracturas realizadas en formaciones shale, que son un indicador de la producción futura, pasaron de 100 mensuales en 2015 a 544 por mes entre enero y mayo pasados.

"Con los últimos anuncios de Shell y Exxon ya son 7 las áreas en desarrollo masivo, lo que implica más producción y empleo en las operaciones y en la cadena de valor", resaltó Hacienda.

El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, dijo durante la reciente sexta Mesa Ejecutiva de Vaca Muerta, que se reunió en la capital provincial, que hacia fin de año se llegará a los 1.500 pozos no convencionales y reveló que "hay licencias para otros 900 pozos nuevos en las áreas que pasaron a desarrollo masivo".

El secretario de Energía de la Nación, Gustavo Lopetegui, puso de relieve a su vez que en mayo se exportaron en promedio 6,2 millones de metros cúbicos de gas y consideró que "el día que tengamos excedente de gas los 12 meses del año, van a cambiar muchas cosas en la economía".

Entre las últimas novedades en el sector, la semana pasada la empresa estatal Integración Energética Argentina (Ieasa) firmó la transferencia a YPF del bloque Aguada de Chañar, en la formación de Vaca Muerta, por la cual la petrolera ofertó US$ 95 millones y comprometió la inversión de otros US$ 10 millones hasta octubre de 2020 para cumplir con el contrato original de adjudicación.

El Lote Aguada del Chañar está rodeado de áreas petroleras que se encuentran en ejecución o en las cuales se anunciaron grandes compromisos de inversión.

En ese sentido, YPF está haciendo desarrollos con la estadounidense Chevron en Loma Campana y con la malaya Petronas en La Amarga Chica, a casi 20 kilómetros de distancia, por lo que se especula con que "existe una continuidad geológíca en la zona y su riqueza es muy importante".

El presidente de YPF, Miguel Angel Gutiérrez, estimó en sus últimas presentaciones públicas que la industria deberá invertir US$ 20.000 millones en los próximos cinco años para desarrollar la cadena de agregado de valor de los recursos de Vaca Muerta, lo que incluye la posibilidad de desplazar las importaciones de GNL a mediados de 2021.

A medida que se desarrolla el potencial de Vaca Muerta, estimaciones privadas indican que el reservorio de hidrocarburos no convencionales podrá generar divisas por un monto equivalente a los ingresos por exportaciones de soja, además de proveer energía relativamente barata.(Source/Photo: La Prensa)

viernes, 30 de noviembre de 2018

El boom de Vaca Muerta mejora los buenos pronósticos

Gas y petróleo no convencionales


La política apuesta a la energía no convencional. Inversiones y la posibilidad de llegar a ser una nación petrolera. 

En poco más de una década el país podría quintuplicar la actual producción de petróleo y gas de esa clase explotando sólo un sexto de Vaca Muerta y sin resignar los objetivos de producción de energía renovable consignados en la ley.

La Argentina es uno de los cuatro países del mundo que explotan comercialmente hidrocarburos no convencionales y las estrategias oficial y privada se encaminan a consolidar ese estatus. En poco más de una década el país podría quintuplicar la actual producción de petróleo y gas de esa clase explotando sólo un sexto de Vaca Muerta y sin resignar los objetivos de producción de energía renovable consignados en la ley.

El norte de la actual política energética es promover los no convencionales, que en el corto plazo le permitirían al país convertirse en una nación petrolera. Según los planes oficiales, para el 2023 se podría haber duplicado la producción de gas y de petróleo, revirtiendo el déficit de la balanza externa con un saldo positivo de 15 mil millones de dólares anuales.

Otras fuentes energéticas, así como el desarrollo de cuencas off shore que comenzaron a licitarse, son capítulos complementarios de esa estrategia madre. Los dos principales destinos de la inversión privada este año fueron la producción de gas y petróleo, básicamente orientado a este tipo de explotación, con 9.521 millones de dólares, seguido por la instalación de energía renovable, que capturó 2.798 millones.

Pero las proyecciones oficiales respecto a los próximos años modifican este mix en detrimento de este último renglón y a favor de los shales.

Hoy existen condiciones económicas en el mercado local que hacen rentable la explotación de los hidrocarburos atrapados en la roca madre, a más de 3000 metros de profundidad y cuya extracción requiere una técnica más compleja y costosa. Esto hizo que en el último año la producción de este tipo de petróleo y gas haya crecido muy por encima del convencional, con saltos interanuales que a fin de septiembre alcanzaron los 256% en gas y 58% en petróleo.

Esta clase de bienes energéticos están consolidando rápidamente su protagonismo en la matriz energética local, fuertemente gasificada. El 37% del gas y el 15% del petróleo que se producen hoy en el país ya son de aquella fuente, lo que implica un crecimiento vertiginoso. Y según el área de Planeamiento Estratégico de la secretaría de Energía, en el 2030 esos porcentajes treparán al 85% y el 80%, respectivamente.

Esta proyección es absolutamente compatible con el plan de negocios del quinquenio 2019-2023 de YPF, la operadora de más envergadura en el mercado local. Según la compañía, en sólo cinco años habrá revertido el actual mix por tipo de hidrocarburos, de modo que los no convencionales representarán el 70% de su matriz productiva, para lo cual prevé desembolsar 3.600 millones de dólares por año hasta entonces.

Una de las razones oficiales para apostar a Vaca Muerta y otras áreas geológicas del mismo tipo es el regalo de la naturaleza: por la envergadura de los recursos contenidos en el subsuelo Argentina ocupa el segundo lugar en el mundo por sus reservas gasíferas y el cuarto por las de oil.

La otra llave es la eficiencia ganada por las prestadoras privadas que están consiguiendo bajar drásticamente los costos de producción. Paulatinamente, éstos resultan cada vez más similares a los que afrontan las compañías en los Estados Unidos, donde la explosión de los hidrocarubros no convencionales permitieron a ese país minimizar su dependencia de las importaciones desde Oriente.

Loma Campana, el principal yacimiento de petróleo no convencional, operado por YPF, es un buen ejemplo de esa eficiencia. Desde el 2015 la empresa redujo a un tercio (de 29 a 11 BOE) el costo de desarrollo de los pozos horizontales, los más adecuados para extraer el petróleo atrapado en esa formación geológica. En tres años ese valor derrapó de 29 dólares a 11.

Otro parámetro de esa reducción de costos es que hace un trienio la compañía necesitaba 53 días para perforar 1100 metros en horizontal, mientras que hoy requiere sólo 29 días para recorrer 2250 metros. Cuadro similar al de los logros técnicos que anota Tecpetrol en Fortín de Piedra, campo dedicado al gas.

Vaca Muerta está de moda y tanto en despachos oficiales como en medios académicos está concebida como el motor de una posible pujanza económica, que incluirá la posibilidad de abastecer al mundo a precios competitivos, como empezará a hacerse este verano con los despachos a Chile. Antes de aquel objetivo es necesario solucionar los cuellos de botella que hoy significan la limitada capacidad de transporte para llevar los productos desde la Patagonia a los centros de consumo o puertos y construir plantas de licuefacción, que permitan comprimir el gas para poder exportarlo a través de barcos.

Mientras se ejecutan esos emprendimientos con aportes privados, la firma comandada por Miguel Gutiérrez también analiza el uso de pozos ya agotados de Loma de la Lata para almacenar el gas que empiece a sobrar en el verano.

En simultáneo, se terminarán de activar las usinas eólicas, solares o de otras fuentes verdes hasta completar el mandato legal de que en el 2025 el 20% de la matriz energética local esté cubierta por fuentes no fósiles. Petroleras como Pampa, Pan Amercian Energy, Total o la propia Yfp también tienen un pie en en este campo.(Source/Photo: Clarín)

sábado, 24 de noviembre de 2018

En octubre vuelve a aumentar la producción de gas y petróleo

El crudo avanzó un 2%, mientras que el gas lo hizo en un 7%. El shale, nuevamente con resultados sorprendentes.

La producción de hidrocarburos mantuvo su avance en octubre gracias al dinamismo de Vaca Muerta que continua evolucionando a un ritmo notable.

Como a lo largo del 2018, nuevamente los mejores resultados se observaron en el gas, que tuvo un incremento interanual del 7% y acumula once meses de subas consecutivas.

La mejora se explica por un alza del 38% del no convencional que compensa el pobre resultado en los pozos tradicionales que hace varios años muestran un agotamiento.

El shale se vuelve a colocar como el sector más dinámico con un impresionante incremento del 243% respecto al mismo mes del año anterior y un 11% en relación a septiembre de este año.

En materia de petróleo se vio un comportamiento muy similar, donde el no convencional avanzó un 15% y el shale lo hizo en un 70% en forma interanual y un 3% contra el mes anterior.

Dado que en este caso casi el 90% del total proviene de los pozos tradicionales, la producción total del mes subió solo un 2% y acumula 8 meses de alzas consecutivas. De todos modos, los rendimientos no significan precisamente un avance muy destacado, ya que los números del 2017 habían sido los menores de las últimas dos décadas.(Source/Photo: LPO)

viernes, 9 de noviembre de 2018

El Gobierno lanzó la mayor convocatoria de exploración off shore de los últimos 30 años

Se trata de los permisos que abarcan un área de alrededor de 200.000 kilómetros cuadrados que concierne a las cuencas Austral Marina, Malvinas Oeste, Argentina Norte y la exploración de parte de la plataforma marítima.


El Gobierno nacional lanzó este martes la convocatoria a concurso público internacional para la búsqueda de hidrocarburos y eventual explotación en áreas "off shore" en aguas del Océano Atlántico, en lo que se considera la mayor de los últimos 30 años y, por lo tanto, una medida esperada por el sector petrolero por ser uno de los territorios menos explorados del país.

La convocatoria publicada el martes en el Boletín Oficial se realizó a través del Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1” de la Resolución 65/2018, y los permisos de exploración abarcan alrededor de 200.000 kilómetros cuadrados que representan un total de 38 bloques a adjudicar. Se trata de áreas que conciernen a las cuencas Austral Marina, Malvinas Oeste y Argentina Norte, y en forma complementaria desde el Gobierno se destacó que la exploración de la plataforma marítima posibilitará recabar información en materia de actividad sísmica de las áreas correspondientes.

Tras darse a conocer la resolución, el secretario de Energía, Javier Iguacel, afirmó que el territorio marítimo argentino "es uno de los espacios menos explorados" del país y resaltó que la convocatoria de exploración que lanzó este martes el Gobierno nacional es "la más grande de los últimos 30 años".

El funcionario del Ministerio de Hacienda consideró a través de su cuenta personal en Twitter que a partir de esta convocatoria "las nuevas inversiones que llegan van a permitir seguir ampliando el horizonte de reservas gas y petróleo a nivel global". Para Iguacel se trata de "una oportunidad única para desarrollar la extensa plataforma submarina" y confió que "las nuevas inversiones que llegan van a permitir seguir ampliando el horizonte de reservas gas y petróleo a nivel global".

La Plataforma Continental Argentina y las distintas cuencas exploratorias que la integran se encuentran subexploradas y con menos de 1% de la superficie concesionada. Para el Gobierno, el offshore argentino está "poco explorado en comparación con regiones de similar tamaño y potencial, lo que configura una oportunidad para la atracción de inversiones ya que genera gran expectativa en las empresas por su similitud con el Pre-Sal brasileño o la costa de Guyana".

La medida era esperada por el sector petrolero nacional e internacional luego de que el Gobierno instruyera en octubre a la Secretaría, mediante el decreto 872, que los concesionarios de explotación abonarán regalías (entre 5% y 12% en función del grado de desarrollo de los respectivos proyectos) sobre la producción obtenida. En los últimos 20 años, recordó el decreto, no se han realizado inversiones importantes de exploración en la plataforma “a pesar de los significativos avances tecnológicos que han tenido lugar en la exploración costa afuera en ese período”.

En marzo de 2016 se incorporaron a los límites de la plataforma marítima argentina, es decir bajo control nacional, más de 1.782.500 km2. Para ello, el Gobierno espera "inversiones efectivas en tareas de prospección sísmica y exploratorias en general, por parte de empresas con capacidad técnica y financiera requeridas para tales emprendimientos, que aporten tecnología, equipos, maquinarias y demás inversiones necesarias, en cada una de las áreas que se adjudiquen”.

A fin de no interferir en el Concurso Público Internacional, la resolución suspendió la recepción de iniciativas privadas en las zonas a explorar. La compra de claves de acceso a la Base de Datos Digital y su apertura, y las consultas y aclaraciones se efectuarán hasta el próximo 14 de febrero, las ofertas serán abiertas el 14 de marzo y las resoluciones de adjudicación de áreas se publicarán el 15 de abril.

Finalmente, la publicación de resoluciones de otorgamiento de permisos tendrá lugar el 15 de julio y las compañías adjudicatarias obtendrán el título definitivo 15 días después de logrado el permiso.(Source/Photo: Télam)

viernes, 26 de octubre de 2018

YPF eleva el pronóstico de producción por aporte de Vaca Muerta

YPF SA producirá más petróleo y gas de lo previsto originalmente en los próximos 5 años, a medida que aumente la producción de shale en Vaca Muerta.

Por Jonathan Gilbert

Foto Presidencia Noticias
El presidente Mauricio Macri recorrió hoy la Planta Central de Procesamiento de Gas de la empresa Tecpetrol, ubicada en esta localidad neuquina, que producirá diariamente 17 millones de m3 de gas no convencional inyectado al sistema, desde el yacimiento de Vaca Muerta.

 YPF SA producirá más petróleo y gas de lo previsto originalmente en los próximos cinco años, a medida que aumente la producción de shale en la formación Vaca Muerta, según los dos principales ejecutivos de la petrolera argentina.

El crecimiento promedio hasta 2023 será de hasta un 7 por ciento anual, dijeron el presidente ejecutivo, Daniel González, y el presidente del directorio, Miguel Ángel Gutiérrez, en una entrevista telefónica desde Nueva York. Eso se compara con el 5 por ciento proyectado el año pasado.
Si bien YPF ha estado sufriendo una disminución de la producción en los campos convencionales maduros, en 2019 la producción comenzará a recuperarse, y luego vendrá un crecimiento sustancial, ya que Vaca Muerta representa una parte cada vez mayor de la producción de la compañía, explicó González.

La empresa estatal produjo el equivalente a 544.600 barriles de petróleo diarios el segundo trimestre, de lo cual alrededor del 10 por ciento provino de los campos de shale.

Los planes para Vaca Muerta, la emergente formación de shale en la Patagonia, incluyen avanzar con proyectos de prueba con Schlumberger Ltd. y Petroliam Nasional Bhd, de Malasia, a la etapa de plena producción dentro de un corto plazo.

Los ejecutivos tenían prevista una presentación a inversores en la Bolsa de Valores de Nueva York a las 12:30 p.m. hora local.

Otros aspectos destacados de la entrevista:
  • El crecimiento del shale será liderado por el petróleo debido a la subida de los precios, y la producción se multiplicará por siete respecto a los niveles actuales.
  • El gas de shale crecerá a un ritmo más lento debido a la limitada demanda en Argentina.
  • YPF planificará con otras empresas una planta de licuefacción en la costa atlántica para exportar gas natural cuando haya excedentes estacionales. La firma invertirá US$1.400 millones en expansiones a refinerías.
  • Los márgenes de ganancia en el negocio de ventas de combustible seguirán mejorando.
  • Podría incorporar a otro socio para la unidad de generación de energía de YPF Luz.
  • La firma mantiene objetivos de crecimiento del Ebitda del 10 por ciento anual y un ratio de endeudamiento de 1,5 veces el Ebitda. (Source/Photo: Perfil)

Todavía el 48% del déficit comercial es por la energía

Por Silvia Peco - Ámbito

Hay un importante crecimiento de las exportaciones de petróleo pesado que se extrae en el Golfo de San Jorge.

Balanza energética. Es deficitaria y muestra la dependencia con respecto a los combustibles importados.

Entre enero y septiembre, las exportaciones de combustibles fueron de u$s2.226 millones, con un aumento interanual del 129%, mientras las importaciones del mismo tipo sumaron u$s5.355 millones, con un incremento del 26,9% con relación a igual período de 2017. Como consecuencia, el déficit de la balanza energética fue de u$s3.129 millones, lo que representa el 48,4% del saldo negativo del período, según los últimos datos del INDEC.

El dato, que sigue mostrando la dependencia con respecto a los combustibles importados, tiene un costado positivo porque en los nueve primeros meses de 2017, el déficit de la balanza energética había representado el 62% del saldo comercial negativo del período. Sin embargo, también es cierto que el déficit por la energía solo disminuyo u$s132 millones, desde u$s3.260 millones a u$s3.128 millones.

La mejora relativa se debe a que durante 2018 hubo un aumento del 129% en las exportaciones, debido a que el alza del precio del petróleo en el mercado internacional, volvió a convertir en rentable para las empresas extraer más crudo para exportar. Así, las ventas externas solo de petróleo crudo fueron de u$s1.103 millones con un aumento del 316,2%. Este crudo es el que se produce sobre todo en el Golfo de San Jorge que por sus características más pesadas se usa menos en el parque refinador local.

El resto de las exportaciones energéticas subieron más por los precios que por las cantidades como las de carburantes, que ocupan el segundo lugar en orden de importancia, y significaron u$s1.275 millones en los nueve meses, con un incremento interanual del 37,7%.

Según el INDEC, el total de las exportaciones de combustibles y energía aumentó de enero a septiembre un 91,9%, debido en un 27,1% a la mejora en los precios y en un 50,9% al aumento en los volúmenes.

Por otra parte, del lado de las importaciones de productos energéticos en los nueve primeros meses del año se verificó un aumento del 25,6% en dólares, debido en un 27,8% a los mayores precios aun cuando hubo una reducción del 1,7% en los volúmenes.

Sin embargo, resulta llamativo que en relación a septiembre, el INDEC observa que entre los mayores aumentos dentro de las importaciones totales (u$s100 millones más) están las compras principalmente de gasoil, naftas, gasolinas excluidas de aviación, y gas natural, éste en último lugar.

También el organismo indicó que mientras las importaciones de GNL (el que se regasifica en los puertos de Bahía Blanca y Escobar) disminuyeron en septiembre u$s38 millones, las compras de gasoil aumentaron en u$s110 millones.

Esto está indicando que a pesar de que las refinerías locales están operando con capacidad ociosa, a medida que los precios al público de los combustibles se acercan a los internacionales, crece la tendencia a importar gasoil y naftas, debido a la desregulación del mercado.

También muestra el riesgo de que el saldo de la balanza energética no mejore aun cuando, como ocurrió en septiembre, por razones climáticas se necesite importar menos GNL. Según algunas fuentes privadas, como OETEC, entre enero y agosto las importaciones de naftas y gasoil aumentaron un 21%, lo que representó u$s388 millones más que en igual período de 2017.

En cuanto al último trimestre de este año, las importaciones de GNL van a quedar reducidas a un mínimo, porque de hecho en lo que va de octubre sólo se están usando 10 millones de metros cúbicos diarios importados de Bolivia para cubrir los requerimientos internos, lo que se debe tanto a la temperatura como a la recesión de la industria.

En tanto, la balanza energética solo va a mejorar marginalmente en los últimos meses de este año, por las exportaciones de gas natural que se están autorizando a Chile. Eso es debido tanto a las cantidades que se proyectan vender como a los precios pactados por tratarse de gas interrumpible, sujeto a las necesidades del abastecimiento interno.

lunes, 22 de octubre de 2018

Cambios en la matriz energética argentina: menos petróleo por más gas y renovables

Así surgió del estado del informe de la Secretaría de Ambiente para el año 2017.

La planta de Ledesma ubicada en General San Martín. General San Martín, 
produce bioetanol a base de caña de azúcar.

La Secretaría de Ambiente y Desarrollo Sustentable de la Nación dio los resultados del informe del estado del ambiente que reúne información clave sobre la situación ambiental del país para el año 2017. Cabe señalar que el informe se presenta por tercera vez a la ciudadanía, en cumplimiento de una de las obligaciones anuales que establece la Ley General del Ambiente 25675 —sancionada en 2002— para el Ejecutivo nacional. En su primera oportunidad, fue confeccionado recién en 2012, con diez años de mora en relación a dicha sanción.

Aquí, las principales conclusiones.

Energías renovables. Se adjudicaron 147 proyectos de generación de energía, con una potencia de 4.466,5 MW y un precio promedio ponderado de USD 54,72/MWh.  La Hidroeléctrica es la fuente de energía, que aprovecha la fuerza del movimiento del agua para generar electricidad constituye la principal fuente de generación de energía renovable en Argentina y es responsable de la generación de aproximadamente el 30 % de la electricidad. Además, el país cuenta con un potencial hídrico que le permitiría aumentar la utilización de este tipo de energía en el futuro.

El concepto de bioenergía incluye diversas fuentes de origen biológico para la producción de biocombustibles, biogás y energía a partir de biomasa.  Los biocombustibles (biodiesel y bioetanol) se producen fundamentalmente a partir de caña de azúcar y maíz en las provincias de Santa Fe, Córdoba, Salta, Jujuy, Tucumán y Santiago del Estero. La producción de bioetanol se incrementó de 23.000 m3 en 2009 a más de 700.000 m3 en 2016.

Por otro lado, aunque está todavía en sus estadios iniciales, la energía solar tiene un gran potencial en diversas regiones. Actualmente se encuentran en operación, con contrato de abastecimiento, los parques solares fotovoltaicos Cañada Honda I y II y La Chimbera I (San Juan), con una capacidad actual de 7 MW y la generación eléctrica de 15,1 GWh/año. Se prevé que en el mediano plazo la generación de energía a partir de esta fuente se incremente. Los proyectos Cauchari I, II y III, a construir en Jujuy, supondrán la planta fotovoltaica más grande de Sudamérica con 1,5 millones de paneles solares distribuidos en 360 hectáreas.

Por último, la producción de energía eólica es todavía incipiente en Argentina, pero diversas fuentes coinciden en destacar el potencial natural del país para su desarrollo. Según el Ministerio de Energía de la Nación, la Patagonia (particularmente Santa Cruz, Río Negro y Chubut) y, en menor medida, la provincia de Buenos Aires, concentran el mayor potencial de desarrollo para este tipo de energía.

Algunos de los parques eólicos más importantes del país son: Arauco I (La Rioja) (25,2 MW), Diadema (Chubut) (6,3 MW), El Tordillo (Chubut) (3 MW), Eos Necochea (Buenos Aires) (0,25 MW), Loma Blanca IV (Chubut) (51 MW) y Rawson I y II (Chubut) (Rawson I – 50 MW Rawson II – 30 MW). En Rawson se encuentra el parque eólico más grande del país, con 77 Megavatios (MW) instalados, que suministra electricidad para 100.000 hogares.

Glaciares. Se completó el Inventario Nacional de Glaciares, que muestra que Argentina —con 16.968 cuerpos de hielo que ocupan 8.484 km2— es el segundo país de América Latina en cantidad de glaciares. Asimismo, está entre los 15 países del mundo con mayor superficie de hielo.

Humedales. Por otra parte, el país amplió su lista de humedales de importancia internacional y sumó un nuevo sitio Ramsar: la Reserva Natural Villavicencio, en Mendoza, con una superficie de 62.244 hectáreas (ha). El país ya cuenta con 23 sitios Ramsar que abarcan en total 5.687.651 ha.

Áreas naturales protegidas. Se contabilizaban 483 áreas naturales protegidas, alcanzando una superficie terrestre protegida de 366.851,81 km2, el 13,14 % de la superficie del sector continental americano del país. Respecto a los espacios marítimos argentinos, que abarcan 2.404.000 km2, su superficie protegida es de alrededor de 2,4 % —o de 3,2 % aproximadamente si se consideran las porciones terrestres de los espacios protegidos costeros marinos—.

Bosques. El Fondo Nacional para el Enriquecimiento y la Conservación de los Bosques Nativos adjudicó $ 556.500.000 en 2017, el monto de inversión más alta desde la sanción de la Ley de Bosques. Por otra parte, la pérdida de tierras forestales para ese año fue de 172.639 ha.

Biodiversidad. Se publicó la categorización de aves de Argentina según su estado de conservación, encontrándose 18 especies “en peligro crítico de extinción”, entre ellas el loro vinoso (Amazona vinacea) y el cauquén colorado (Chloephaga rubidiceps). Además, otras especies se categorizaron “en máximo riesgo de extinción”, como la mojarra desnuda (Gymnocharacinus bergii).

Suelos. Más de 100 millones de ha del territorio argentino están afectadas por erosión, cuyo avance se produce a razón de unos 2 millones de ha por año. La pérdida de suelo trae aparejado un impacto negativo sobre la productividad de los cultivos, cuyas estimaciones rondan los USD 29,9 millones anuales. Ese valor, estipulado para soja, maíz y trigo es de naturaleza acumulativa y, en diez años, puede escalar a USD 1.645 millones.

Cambio climático. Se creó el Observatorio de Cambio Climático, destinado a generar tecnologías de monitoreo para transmitir información y procesar datos que permitirán adoptar medidas predictivas y analíticas. Se aprobaron y presentaron tres planes sectoriales relacionados al tema: bosques, transporte y energía. De esta manera, el país espera alcanzar su meta incondicional de no exceder las 483 mega toneladas de dióxido de carbono equivalente (MtCO2eq) para 2030, mientras que, si se accediera a tecnología y financiamiento, se apuntaría a una meta condicional de no exceder las 369 MtCO2eq. Esto significaría, respectivamente, la reducción del 18 %, en un caso, y del 37 %, en el otro, de las emisiones de gases de efecto invernadero en relación a su escenario tendencial.

Residuos. La composición de residuos sólidos urbanos fue la siguiente: material orgánico 43 %, papel y cartón 14 %, plásticos 13 %, textiles 6 %, vidrios 4 %, metales 2 % y otros materiales 18 %. Se espera que con la Ley 27279 —de gestión de envases, sancionada en 2017— se optimice la producción de material reciclado. Asimismo, se reglamentaron las condiciones de almacenamiento de residuos peligrosos para el generador, el operador y las plantas de tratamiento y disposición final.

Energía. Se produjeron algunos cambios en la matriz energética argentina: menos petróleo, más gas y renovables. Se destaca que en la oferta interna de energía el 53,6 % provino del gas natural, 32 % del petróleo y 1,3 % del carbón. El 13 % restante fue aportado por otras fuentes (hidroeléctrica 4,1 %, nuclear 2,8 % y renovables 6,3 %).

Forestoindustria. Las plantaciones forestales alcanzaron 1.350.442 ha y comprende en su mayoría especies exóticas de crecimiento rápido. Las provincias de Corrientes, Misiones y Entre Ríos representan alrededor del 85 % del total forestado. La argentina genera 13 millones de m3 anuales de madera rolliza. El 60 % se destina a las industrias de tableros y aserrado, el 40 % restante corresponde a pasta celulósica, papel y cartón.

Agroindustria. Argentina es el segundo país con mayor superficie bajo producción orgánica, luego de Australia. En 2016, se estimaron 3 millones de ha bajo seguimiento orgánico, de las cuales 2,6 (93 %) se destinaron a la producción ganadera y 224 mil hectáreas (7 %) a la producción vegetal. Del total de tierras orgánicas destinadas a la producción ganadera el 75 % se encuentra en la Patagonia y corresponde a producción ovina extensiva.

Pesca. La extensa red fluvial de Argentina y su plataforma continental — alrededor de 6.600.00 km2 —, así como la extensión de la costa —casi 5.000 km — le otorgan al país un enorme potencial pesquero y acuícola. Esta actividad representó el 0,3 % del PBI en 2017.

sábado, 29 de septiembre de 2018

Argentina, más cerca de producir 500.000 barriles diarios de petróleo

El país alcanzó los 491.000 barriles diarios durante agosto. Los no convencionales shale + tight aportaron 66.000. La producción de gas natural alcanzó una nueva marca histórica desde 2010.

La producción de petróleo creció 2,5% interanual en agosto y la de gas natural mejoró 8,1% en el mismo período, en este caso el valor más alto de los últimos ocho años, informó hoy el Gobierno.

Según reportó la Secretaría de Gobierno de Energía, la producción local de petróleo alcanzó en agosto de 2018 los 491.000 barriles diarios, creciendo 2,5% en términos interanuales y acumulando en los primeros ocho meses del año una suba de 2% interanual. En julio pasado eran 483.500 barriles; 485.000 en junio, 484.864 en mayo y 484.400 en abril.

Además, la producción de "shale oil" mostró un incremento del 60,6% versus agosto de 2017, y acumuló en los primeros ocho meses del año un crecimiento del 37,6%. Por su parte, la producción de "tight oil" creció 12,6% entre agosto de 2017 y de 2018, con un acumulado del 39,6% entre enero y agosto.

En total, la producción no convencional de petróleo (shale + tight) mostró un crecimiento interanual del 37,9%, alcanzando en agosto 69.000 de barriles diarios, lo que equivale al 14,1% de la producción total del país, detalló Energía.

Con este nivel de crecimiento se espera que dentro de pocos meses la Argentina cruce nuevamente la barrera productiva de los 500.000 diarios. El ranking regional lo encabeza Venezuela, con 2,85 millones por día y le siguen Brasil y México con 2 millones cada uno aproximadamente, Colombia con 715.000 y Ecuador, 600.000 barriles.

Argentina posee niveles de producción de crudo similares a Egipto (494.300 barriles) y supera ampliamente a países como Libia (384.700), Congo (308.400), Vietnam (301.800), Australia (289.700) y Tailandia (257.500), según los últimos datos publicados por CIA World Factbook.

Gas

A la vez, puntualizó que la producción de gas natural alcanzó los 133,8 millones de metros cúbicos por día, un 8,1% por encima de agosto de 2017, y acumuló en los primeros ocho meses del año un crecimiento del 5,3% en relación con el mismo período de 2017. Así, la producción de gas natural alcanzó en agosto de 2018 su valor más alto desde 2010.

La producción de "shale gas" creció 233% interanual y entre enero y agosto, mejoró 161,3%; la de "tight gas" aumentó 2,9% con respecto al mismo mes de 2017, y acumuló un crecimiento del 7,8% en los ocho meses ya transcurridos del año.

En total, la producción no convencional de gas natural (shale +tight) mostró en agosto un crecimiento interanual del 35,2%, alcanzando en ese mes 48,7 millones de metros cúbicos diarios, lo que equivale al 36,4% de la producción total del país, resaltó la información oficial.

Ámbito

miércoles, 5 de septiembre de 2018

Petróleo no convencional ya aporta el 12% de la producción total del país

(ambito.com) - El "shale oil" y el "tight oil" sumaron 62.200 barriles por día en julio. El crudo creció 2,1% en términos interanuales, mientras que la de gas mejoró 7,1%.

La producción de petróleo en la Argentina alcanzó en julio último los 483.500 barriles por día y creció 2,1% en términos interanuales, mientras que la de gas mejoró 7,1% en el mismo período, informó este miércoles el ex Ministerio de Energía, reconvertido próximamente en Secretaría.

A través de un informe oficial, la producción local de crudo acumuló un crecimiento interanual del 1,9% en el período enero-julio de este año.

En cuanto al petróleo no convencional, el reporte oficial indicó que la producción de "shale oil" mostró en julio de 2018 un incremento del 38,5% versus julio de 2017, y acumuló en los primeros siete meses del año un crecimiento del 34,1%.

Por su parte, el "tight oil" creció entre julio de 2017 y julio de 2018 un 13,6 %, con un crecimiento del 44,4% entre enero y julio de este año en comparación con igual período del anterior.

En total, la producción no convencional de petróleo (shale+tight) reflejó en julio último un crecimiento interanual del 34,2%, alcanzando en ese mes 62.200 barriles por día, lo que equivale al 12, 9% de la producción total del país.

En un comunicado, Energía detalló además que la producción de gas natural alcanzó los 132,1 millones de metros cúbicos por día, creciendo 7,1% en términos interanuales, y acumuló en los primeros siete meses del año un aumento del 4,9% en relación al mismo período de 2017.

En tanto, la producción de "shale gas" se incrementó 192,7% entre julio de 2017 y julio de 2018, y acumuló en los primeros siete meses del año un crecimiento del 149,9% interanual.

Por su parte, la producción de "tight gas" de julio de 2018 se ubicó 7,7% por encima de la del mismo mes de 2017, y entre enero y julio de este año se incrementó 8,5% en comparación con el mismo periodo del año anterior.

En total, la producción no convencional de gas natural (shale + tight) mostró en julio un crecimiento interanual del 42,3%, alcanzando en ese mes 46,9 millones de metros cúbicos por día, lo que equivale al 35,5% de la producción total del país.

jueves, 16 de agosto de 2018

Bajo costo y gran producción: YPF inauguró un superpozo

En total invirtió 14 millones de dólares. La perforación tiene 3200 metros de rama lateral y 6527 metros de recorrido total. Está en el área Loma Campana.

Superpozo.  YPF anunció un nuevo salto en el aprendizaje sobre shale.

(lmneuquen.com) -YPF anunció la puesta en marcha de la explotación de un superpozo que construyó con costos más bajos de los conocidos hasta ahora en Vaca Muerta. Los niveles de producción causaron grata sorpresa en los expertos de la compañía en hidrocarburos no convencionales, aunque esos resultados fueron guardados bajo siete llaves porque son fruto de los primeros días de producción. Luego de un periodo más extenso, si se mantienen los números, serán precisados públicamente.

Se trata del pozo LLL 1524 h, perforado en el área Loma Campana, pionera de la formación shale. Los trabajos demandaron 37 días y costaron seis millones de dólares. El pozo tiene 3200 metros de rama lateral y 6527 de recorrido total. El costo total para ponerlo en producción llegó hasta los 14 millones de dólares, sumando los trabajos de complementación.

El anuncio sobre el nuevo pozo estrella de la petrolera estatal lo hizo su presidente, Miguel Gutiérrez, en una escueta conferencia de prensa ofrecida en la playa de estacionamiento de la Gerencia de Hidrocarburos No Convencionales de la compañía, en Loma Campana. Hasta ahí llegó con el jefe de Gabinete, Marcos Peña, y otros funcionarios del Gobierno, además de un grupo de empresarios de rubros diversos.

“Estamos logrando niveles de excelencia tecnológica y eficiencia nunca antes vistos en Vaca Muerta, lo que nos posiciona para poder competir con estándares internacionales en la extracción de petróleo y gas no convencional de Neuquén al mundo”, expresó el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez.

Los costos de operación de YPF en Vaca Muerta registraron un marcado descenso del 55 por ciento desde fines del 2015 hasta el presente. Loma Campana fue la primera inversión de fuste en Vaca Muerta. La petrolera estatal encaró ese desafío en una alianza de partes iguales con la estadounidense Chevron.

“YPF, junto con sus socios, lleva invertidos 8400 millones dólares en Vaca Muerta, lo que representa la mayor inversión en Argentina, de la mano de empresas de primer nivel mundial como Chevron, Dow, Equinor (ex Statoil), Petronas, Total, Shell y Schlumberger”, precisó la compañía.

Actualmente, YPF opera en Vaca Muerta con 12 equipos de perforación y 632 pozos activos con objetivo en producción, empleando a 470 trabajadores propios con un promedio de edad de 32 años.

Para el 2024, la compañía prevé alcanzar sólo en Loma Campana un plateau de producción de 100.000 barriles equivalentes de petróleo por día. Se apresta a sumar otros dos proyectos de desarrollo masivo a los que ya tiene en producción en Loma Campana y El Orejano. Adicionalmente, se llevan adelante otros 17 pilotos.

Ministros viajaron a añelo

Una nutrida comitiva de funcionarios y empresarios encabezada por Marcos Peña, jefe de Gabinete de Macri, recorrió las instalaciones de YPF en Loma Campana.

El titular de Energía, Javier Iguacel, y el de Producción, Dante Sica, no se perdieron la visita. Como anfitrión actuó el presidente de la petrolera controlada por el Estado, Miguel Gutiérrez.

Estuvo también con la comitiva el gobernador Omar Gutiérrez. A ellos se sumaron algunos empresarios que llegaron a Neuquén para participar de un foro organizado por Business 20 en el marco de la presidencia de Argentina del G20.