20/07/2019
Es por el crecimiento de la producción del campo no convencional de Vaca Muerta.
La producción de gas y petróleo siguió creciendo aceleradamente durante el mes de mayo, para alcanzar una suba interanual de 7,6% y 4,2%, respectivamente. Las subas se explican por el crecimiento de la producción del campo no convencional de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén.
Según información de la Secretaría de Energía, 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 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 USD 6.100 millones a un déficit de USD 6.900 millones. El año pasado, el rojo fue de USD 2.300 millones, y este año se espera estar cerca del equilibrio.
Desde Energía precisan que la cantidad de fracturas realizadas en formaciones shale, que son un indicador de la producción futura, pasaron de 100 fracturas mensuales en 2015 a 544 por mes en los primeros cinco meses del 2019.
Con los últimos anuncios de Shell y Exxon, ya son siete las áreas en desarrollo masivo, lo que implica más producción y empleo en las operaciones y en la cadena de valor.
20/06/2019
Luego de extender el plazo, cerró la presentación de propuestas por Aguada del Chañar.
En febrero Integración Energética Argentina (IEASA) puso en venta el área. Fue uno de los primeros en perforar la formación, pero hoy no está activo.
En febrero, la petrolera de Nación, Integración Energética Argentina, ex Enarsa, lanzó la licitación nacional e internacional de la única área que tiene en Vaca Muerta. Inicialmente la fecha límite para la presentación de ofertas era el viernes 31 de mayo, pero decidieron postergarlo cinco días.
Desde IEASA confirmaron que fueron cuatro las firmas que presentaron propuestas, aunque no precisaron los nombres de los interesados.
Si bien el cronograma hasta la firma de transferencia del área estaba pactado desde febrero, a través de una circular, la empresa eliminó todas las fechas acordadas y en su lugar puso “a confirmar.
No siempre fueron buenas noticias las de Aguada del Chañar. En 2010 la compañía nacional creada durante la administración de Néstor Kirchner conformó una Unión Transitoria Empresarial (UTE) con la petrolera neuquina Gas y Petróleo para explotar gas convencional en esa área. La expectativa que manejaban los funcionarios provinciales era que se produzca un millón de metros cúbicos diarios. Algo que nunca se logró.
Como parte del acuerdo entre las dos empresas, GyP aportó el 50% del área y la compañía nacional se hizo cargo de los desembolsos de dinero. El objetivo era que una vez que entre en producción el bloque, la petrolera neuquina pagara la mitad de la inversión con los metros cúbicos extraídos. Sin embargo, el área solo tuvo una producción marginal, con picos de 261.000 metros cúbicos.
Las expectativas eran tan altas que con solo tres pozos perforados Nación licitó la construcción de un gasoducto de 42 kilómetros y una planta de acondicionamiento. Pero esas no fueron las únicas polémicas y es que las obras estuvieron a cargo de la constructora CPC del empresario Cristóbal López. La misma firma que fue denunciada por haber cobrado más de 100 millones de pesos en sobreprecios por varias obras públicas.
En 2016 la empresa nacional reconoció que el área era comercialmente inviable y paralizaron los pozos que estaban en producción y los que estaban perforados no fueron conectados. Según información de la Secretaría de Energía el área tiene un total de 11 pozos realizados. En concreto 5 figuran como “parados transitoriamente”, otros 5 como “inactivo por otras situaciones” y el último está abandonado. Particularmente 9 pozos son de gas y 2 son de petróleo.
Vale recordar que la provincia de Neuquén le otorgó a IEASA la concesión de explotación convencional en el área por 25 años hasta el 2039, con opción de extenderla 10 años, y de explotación no convencional por 35 años hasta el 2053. Además del permiso de transporte de gas natural por 35 años hasta el 2053.
En materia de autorizaciones el área está cubierta, ahora resta saber quién será su nuevo dueño y es que la compañía ya avisó que no busca retener ningún porcentaje del área.
20/06/2019
La empresa puede comenzar a transportar producción de shale gas.
Transportadora Gas del Sur (TGS) ya finalizó la primera etapa del gasoducto que construye en Vaca Muerta y en consecuencia está en condiciones de comenzar a transportar el fluido hacia el sistema troncal.
Se trata de otra obra crucial para garantizar la captación de la producción en áreas de la formación shale, la segunda reserva mundial de gas de esquisto.
Luego del anuncio de la compañía, resta que las operadoras que acordaron con la empresa transportadora empiecen a inyectar su producción de gas natural.
“Ya hemos firmado acuerdos para transportar gas de siete áreas productoras diferentes y esperamos sumar nuevos bloques durante este año y buscaremos ampliar las instalaciones de acondicionamiento en el 2021”, informó el flamante CEO de la empresa, Oscar Sardi.
En esta primera etapa, TGS invertirá unos 300 millones de dólares para la construcción de un gasoducto de 150 kilómetros que atravesará diferentes yacimientos de la formación de Vaca Muerta.
20/06/2019
La Secretaría de Energía de la provincia dio a conocer la participación en las ventas al exterior.
Los envíos de gas a Chile, por los gasoductos Gas Andes y Pacífico, en abril alcanzaron picos de 6,05 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) y 1,21 MMm3/d respectivamente, acumulándose en dicho período un volumen de 135 MMm3 y 21,6 MMm3.
En el marco de la resolución 104/2018, la Secretaría de Energía de la Nación aprobó 24 solicitudes para exportar gas natural neuquino. Esto sitúa a la provincia como la de mayor relevancia nacional en la exportación de gas natural, con el 84% de los flujos diarios y el 70% de los volúmenes totales aprobados. Así lo confirmó el Ministerio de Energía y Recursos Naturales provincial.
Las firmas autorizadas fueron: YPF, Pan American Energy, ExxonMobil, Pampa Energía, Total, Wintershall y Energy Consulting Services. Todas pueden enviar hasta 29,3 MMm3/d, por un volumen máximo acumulado de 8758 MMm3.
Los envíos que tienen como destino Chile se realizan a través del gasoducto Pacífico y podrán alcanzar 6 MMm3/d, por un volumen máximo de 1900 MMm3. Mientras que a través del gasoducto Gas Andes se podrán transportar 21 MMm3/d, por un volumen máximo de 6358 MMm3. Dichas exportaciones no pueden realizarse de manera simultánea por incapacidad de la red de gasoductos que conecta a la provincia.
Desde la Subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos de la provincia precisaron que en el caso de enviarse los volúmenes máximos autorizados (8758 MMm3) se obtendrá un ingreso de divisas por 1380 millones de dólares, un valor 11 veces mayor a las exportaciones neuquinas concretadas en 2018, superando los saldos anuales exportados en la última década.
20/06/2019
La iniciativa es desarrollada en conjunto por Tecpetrol e YPF. Los estudios realizados revelaron que el área escogida para el “storage” es apta. Las firmas buscan almacenar allí el fluido de Vaca Muerta que en la temporada templada no tiene comprador.
El incremento en la producción de gas natural, impulsado por los desarrollos en Vaca Muerta, llevó a ese segmento de la producción de hidrocarburos a una crisis impensada hace pocos años atrás, a raíz de la falta de mercado para absorber durante buena parte del año toda la producción generada.
El exceso de oferta, y la aplicación de subsidios sobre una porción de la producción, llevaron no sólo a que en los meses templados sean más de 15 millones de metros cúbicos los que deban dejar de ser producidos, sino también a una fuerte caída en el precio que se paga por el fluido en los meses de menor demanda.
Ante este escenario, un proyecto desarrollado en conjunto por Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, en alianza con YPF, se plantea como una alternativa tanto para eludir el cierre forzado de pozos por falta de compradores como así también para evitar el bajo precio de la temporada estival.
La iniciativa consiste en utilizar viejos pozos gasíferos depletados para almacenar en ellos una buena cantidad del gas que produce durante los meses de menor consumo, de forma tal de poder extraerlo en los meses de pico de demanda del invierno.
El año pasado la UTE formada por las dos petroleras comenzó a estudiar si el viejo yacimiento Agua Salada, ubicado en Río Negro, podía ser utilizado para tales fines. Si bien el almacenamiento en reservorios depletados es un sistema difundido en algunos países del mundo, en Argentina sólo se cuenta con la experiencia del desarrollo de Diadema, en la zona de Comodoro Rivadavia.
La buena noticia la recibieron las operadoras hace poco tiempo cuando los estudios arrojaron que el yacimiento escogido –cuyo titular es Tecpetrol– es apto para crear allí un sistema de storage de gas. “Los estudios dieron bien porque hemos trabajado bastante, invertido en perforación de pozos para confirmar que el yacimiento está estanco”, aseguró el CEO de Tecpetrol, Carlos Ormachea, al diario Río Negro.
Y detalló que “el proceso de llenado es largo, hay que rearmar el colchón y estamos hablando de uno o dos años porque con la inyección se debe estabilizar la presión para poder luego extraer ese gas”.
Los estudios realizados hasta el momento apuntaron a evaluar las dos condiciones básicas que se necesitan para utilizar un reservorio natural como almacenamiento. Estas son por un lado que la presión interna haya descendido lo suficiente como para permitir el ingreso del fluido, y el segundo es que no se registre ningún tipo de pérdidas o alteraciones en la presión de dicho reservorio.
Ormachea advirtió que “ahora hay que trabajar en el marco regulatorio de este sistema que es una forma de elevar la demanda y aprovechar el pico de invierno”.
De acuerdo a la presentación que las empresas realizaron ante el gobierno de Río Negro, la iniciativa comprende una inversión de 140 millones de dólares no sólo para esta fase de estudio preliminar sino también para la perforación de una decena de pozos de control y monitoreo y para el tendido de un gasoducto que conecte el desarrollo a la red nacional.
El área escogida por las operadoras se encuentra a unos 50 kilómetros de Catriel y posee una superficie de 650 kilómetros cuadrados.
Desde la cartera de Energía de Río Negro se detalló que el reservorio llegó a tener una “presión original de 300 kilos y actualmente tiene 70, es decir que hay una baja importante”, una diferencia que se requiere para poder inyectar el fluido.
En tanto que se destacó que para un campo maduro y con producción en descenso como es Agua Salada la iniciativa resulta más que interesante, en especial si se tiene en cuenta que hasta la fecha sólo se cuenta a nivel país con la experiencia en almacenamiento de gas del desarrollo de Diadema.
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