20/09/2018
El Gobierno abandonó la construcción del Gasoducto del Nordeste (GNEA) que iba a servir para recibir mayores volúmenes de gas natural desde Bolivia, como parte del contrato suscrito entre ambas naciones.
La determinación la tomó el ministro de Energía, Javier Iguacel, porque durante más de una década el Estado desembolsó casi 2.300 millones de dólares -el doble de su presupuesto original- a través de licitaciones en las que la Sindicatura General de la Nación identificó “vicios” que irían desde la “falta de planificación” a “licitaciones amañadas y sobreprecios”.
Al desistimiento del Gobierno de terminar el Gasoducto del Nordeste, se suma la posibilidad de que Argentina sea superavitaria en gas con el potencial del yacimiento de Vaca Muerta.
La decisión descarta a Bolivia como proveedora a futuro de los 27 millones de metros cúbicos diarios de gas comprometidos en un contrato que vence en 2026 y que algunos especialistas reivindican como “el más barato”.
El Gasoducto del Nordeste fue declarado de interés nacional por el decreto 267/07 en el que se previó una inversión total de US$ 1.382.557.000 para 1.500 kilómetros de extensión. Pero sufrió una metamorfosis constante, con cambios realizados con procedimientos que no siempre honraron las formalidades exigidas por ley.
Su construcción era para asegurar la capacidad de recepción por parte de Enarsa de mayores volúmenes de gas natural procedentes de Bolivia, debía permitir a la Argentina la compra de hasta 27 millones de metros cúbicos por día de gas natural, en el marco del contrato suscrito entre YPFB y Enarsa en 2006.
20/09/2018
La empresa TGN evalúa un proyecto para construir un gasoducto troncal desde Neuquén hasta San Nicolás, que demandaría una inversión de US$ 1200 millones.
El Gobierno Nacional analiza la construcción de un nuevo gasoducto troncal entre la cuenca Neuquina y el gran Rosario. El objetivo es ampliar la capacidad de transporte para traer gas desde Vaca Muerta. El proyecto fue presentado informalmente en el Enargas por Transportadora Gas del Norte (TGN), controlada por el grupo Techint.
El Ministerio de Energía le asignó un rol estratégico a la obra, por lo que quiere impulsar su construcción y evalúa distintas alternativas de financiamiento para llevar adelante el tendido que requiere una inversión de US$ 1200 millones.
La capacidad de transporte disponible de los gasoductos Neuba I y II y del gasoducto Centro-Oeste es de unos 8 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas. Tecpetrol, la petrolera de Techint, produce hoy cerca de 9 MMm3/día de shale gas en Fortín de Piedra, el campo que explota en Vaca Muerta. El CEO de Techint, Paolo Rocca, precisó que Tecpetrol producirá 17 MMm3/día en diciembre de este año y prevé alcanzar los 22 MMm3/día a fines de 2019. La capacidad de transporte para evacuar esa oferta adicional de gas desde Vaca Muerta hacia los centros de consumo es limitada y lo será aún más a mediano plazo si se concreta la puesta en producción de proyectos de otras compañías, como YPF, Pan American Energy (PAE), Pluspetrol y ExxonMobil, entre otras. La construcción de un gasoducto troncal de este porte demandará, al menos, 36 meses de ejecución. Por esta razón, el Gobierno quiere impulsar este año el lanzamiento del proyecto.
Según publicó Econojournal, una de las alternativas que se baraja es construir el caño con fondos de las petroleras bajo el esquema de un gasoducto de productores, a fin de que las empresas con inversiones en Vaca Muerta se aseguren la capacidad de transporte necesaria para evacuar su producción a futuro desde campos no convencionales.
Desde lo técnico, el proyecto contempla el tendido de un caño de entre 30 y 36 pulgadas desde Neuquén hasta San Nicolás, a pocos kilómetros de Rosario. Una segunda opción prevé que el caño vaya hacia Bahía Blanca para favorecer a futuro la exportación de gas desde una terminal licuefactora de gas natural licuado (GNL). Se estima que el gasoducto troncal podría transportar cerca de 25 MMm3/día de gas.
20/08/2018
En junio se incrementó la producción en un 8,2% en comparación con el mismo mes del año pasado, según informó el Ministerio de Energía en un comunicado.
La producción llegó a 132,3 millones de metros cúbicos por día. “Fue el mejor mes de producción de gas desde agosto de 2010”, afirma el comunicado y agrega que se registró el mejor semestre que alcanzó la producción de gas desde el año 2010 con un crecimiento del 4,6%, contra el primer semestre de 2017.
La producción de petróleo también se recuperó: en junio fue de 485 mil barriles diarios, 5% por encima de la de junio del año pasado. En este primer semestre la producción fue de 1,9% más que en el primer semestre de 2017.
En cuanto a los yacimientos no convencionales, el comunicado remarca que “en este primer semestre ya representó más del 33% de la producción de gas natural y más del 12% de la producción de petróleo”.
Por otro lado, desde el Ministerio aseguran que “el crecimiento se está acelerando: en el primer semestre la producción de gas no convencional (shale y tight gas) creció 34% por encima del primer semestre de 2017, y la de petróleo no convencional creció 36%”.
20/08/2018
Es en el área Sierra Chata y prevé un desembolso de 520 millones de dólares.
Con este acuerdo la petrolera obtendrá una nueva concesión de explotación no convencional de hidrocarburos en el área Sierra Chata por 35 años para el desarrollo de gas no convencional (shale y tight). El área es de 863,8 km2 y está ubicada a 150 kilómetros al noroeste de la ciudad de Neuquén.
Pampa Energía es la operadora de la concesión, ya que está en sociedad con la estadounidense ExxonMobil, que posee el 51%, y la francesa Total que cuenta con tan solo 3,5%.
El desembolso de cada firma para la inversión es de acuerdo al porcentaje de participación en el área. Pampa pagará, además, un bono de explotación y hará un aporte a la responsabilidad social empresaria por 30 millones de dólares.
“Este proyecto se encuentra en línea con la estrategia de Pampa Energía de focalizar sus inversiones en la exploración y producción de gas natural, con especial foco en el desarrollo y la explotación de reservas de gas no convencional”, remarca la empresa en un comunicado.
Esta inversión en Sierra Chata para desarrollar shale gas y tight, se suma a los proyectos que la firma ya está desplegando en la Cuenca Neuquina, como son la explotación del campo gasífero El Mangrullo y el de Tacanas Norte, y el inicio de la segunda etapa de la construcción del gasoducto de Vaca Muerta con Transportadora Gas del Sur (TGS).
20/08/2018
El hallazgo es el más occidental hasta el momento dentro de la cuenca, en la provincia de Santa Cruz.
La petrolera Compañía General de Combustibles (CGC), anunció el descubrimiento de gas no convencional (tight gas), en un pozo de la Cuenca Austral, en la provincia de Santa Cruz.
“El hallazgo es, hasta hoy, el más occidental dentro de la Cuenca Austral y está ubicado a 15 kilómetros al oeste del yacimiento El Cerrito. La zona fue explorada en 2006 por la compañía Petrobras Argentina, mediante el sondeo de dos pozos, para luego ser abandonados al considerárselos estériles”, informó la empresa. CGC identificó un potencial exploratorio remanente y decidió retomar las exploraciones luego de 12 años de inactividad en la zona.
“Durante la perforación, que alcanzó una profundidad total de 1.960 metros, se registraron importantes manifestaciones de gas”, detalló CGC. Actualmente el pozo se encuentra en su etapa final de ensayo de gas post fractura. Los caudales ensayados en los tres reservorios confirman la posibilidad de plantear un desarrollo potencialmente económico en esta nueva zona.
El gas descubierto se encuentra en una región remota y sin conexión para la evacuación de la producción, por lo que se requieren ensayos y análisis en mayor detalle para evaluar las dimensiones de las instalaciones para la futura producción y transporte del gas.
CGC continuará la exploración de la zona, mediante la perforación de dos pozos exploratorios adicionales y un pozo de avanzada, para dimensionar y caracterizar el potencial gasífero en ese sector remoto de la cuenca.
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