Mesa Redonda:

Iniciativas de las operadoras para impulsar el desarrollo del sector No Convencional

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Durante la Mesa Plenaria del 8° Congreso de Producción, expertos del sector, incluyendo a Matías Hoffmann de Tecpetrol, Alejandro López Angriman de Pan American Energy, Juan Schijman de Pluspetrol, y Diego Leiguarda de CGC; examinaron el potencial de la Argentina en el ámbito no convencional y compartieron sus estrategias para optimizar el aprovechamiento de los recursos. A continuación, se describen las perspectivas y proyecciones planteadas por estos decision makers.

 

Desde su visión de Director de Desarrollo de Vaca Muerta en la empresa Tecpetrol, Matías Hoffmann destacó el potencial de Fortín de Piedra, donde la producción de gas no convencional alcanzó los 24 millones de metros cúbicos (m3) por día en agosto último, representando apenas el 1% de la superficie total del play.

 

En ese sentido, Tecpetrol realizó una evaluación de los recursos de Vaca Muerta centrada en la ventana de gas, sin considerar restricciones de infraestructura y financieras. Los resultados revelaron la existencia de 150 TCF, estimando recursos de petróleo en 2 billones de barriles, con la necesidad de perforar 12.000 pozos para lograr estos números. El área desarrollable se extendería por más de 4.000 kilómetros cuadrados (km2).

 

Implicancias del desarrollo completo de Vaca Muerta

 

Según el ejecutivo de Tecpetrol, un desarrollo total de esta formación conllevaría una longitud de perforación de 66.000 km, “equivalente a 1,5 vueltas alrededor del mundo”. Asimismo, se estima que el consumo de arena ascendería a 50 millones de m3, y la producción diaria total alcanzaría los 450 millones de m3 por día, representando el 80% de la producción actual de América del Sur.

 

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Fig. 1: Fuente: Presentación de Matías Hoffmann en

el 8º Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas 2023

 

Con respecto a los requisitos necesarios para el desarrollo, Hoffmann planteó la necesidad de una inversión de 150 mil millones de dólares, entre 50 y 100 equipos de perforación (rigs), y la perforación de 12.000 pozos de 2.500 metros. Esto generaría un superávit exportable de 75 TCF y unos ingresos estimados entre 700 y 900 mil millones de dólares.

 

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Fig. 2: Fuente: Presentación de Matías Hoffmann en

el 8º Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas 2023

 

Además, señaló que actualmente Argentina tiene un exceso de gas, con un mercado saturado, excepto durante el invierno. Por lo tanto, se vuelve imperativo buscar nuevos mercados. Destacó que el desarrollo de Vaca Muerta supera la capacidad de absorción de los mercados de Brasil o Chile, sugiriendo la necesidad de una terminal de Gas Natural Licuado (GNL), siguiendo el ejemplo de Estados Unidos.

 

Por último, el ejecutivo enfatizó en la calidad mundial de la roca en Vaca Muerta y la abundancia de recursos de gas, no sólo para el consumo interno, sino también para proyectos de exportación e integración industrial. Y subrayó la importancia de acelerar el desarrollo, aprovechando estos recursos como parte de la transición hacia fuentes de energía más sostenibles.

 

Transición energética

 

Por su parte, y como Vicepresidente de Desarrollo de Reservas y Relaciones con Socios de Pan American Energy (PAE), Alejandro López Angriman abordó el desarrollo en Aguada Pichana Oeste, resaltando el papel del gas como un medio efectivo para reemplazar fuentes de energía más contaminantes en medio de la transición energética.

Aseguró que la producción actual fue de 10 millones de metros cúbicos (m3) por día en agosto, con planes de alcanzar los 20 millones m3 diarios. Destacó la importancia de buscar mercados para el excedente de gas durante la primavera y el verano.

 

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Fig. 3: “APO/ACAS: Plan de Desarrollo de Gas”.

Fuente: Presentación de Alejandro López Angriman en el

8º Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas 2023

 

López Angriman proyectó un mercado interno respaldado por el Plan Gas hasta 2028, exportaciones a Chile, reemplazo de importaciones de GNL y la expansión del gasoducto Néstor Kirchner. Sin embargo, identificó la necesidad de desarrollar gasoductos para exportar gas desde Argentina, así como obtener financiamiento y mejorar la eficiencia.

 

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Fig. 4: “APO/ACAS: Upside Gas”.

Fuente: Presentación de Alejandro López Angriman en

 el 8º Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas 2023

 

Superar desafìos

 

A su turno, y en su calidad de Vicepresidente de Desarrollo y Producción de Pluspetrol, Juan Schijman, de Pluspetrol, presentó el desarrollo de La Calera, destacando el acreaje total de 316.000 acres y un potencial estimado de 2.135 millones de barriles recuperables.

 

Schijman informó que la estimación de la cantidad de pozos necesarios supera los 600, identificando tres landings y la posibilidad de un cuarto, lo que permitiría aumentar esta cifra. Actualmente, la producción es de 5.000.000m3, con la expectativa de llegar a los 10.000.000 en 2024. Se han aprobado expansiones para alcanzar los 17.000.000m3. “El desafío radica en cubrir los períodos de menor demanda con nuevos mercados de exportación durante el verano”, dijo.

 

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Fig. 5: Fuente: Presentación de Juan Schijman en

el 8º Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas 2023

 

En cuanto a las medidas para potenciar el desarrollo, Schijman subrayó la necesidad de una mayor eficiencia en términos de costos. Señaló que la reducción del tiempo de perforación se ve obstaculizada por la falta de maquinaria adecuada y repuestos. Destacó la importancia de reducir los costos de desarrollo en las áreas de Vaca Muerta, más allá de la excelente productividad actual; y desafíos como el desarrollo sostenible de la formación, la accesibilidad del gas para todos en el país y la reducción de la huella de carbono en las operaciones.

 

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Fig. 6: Fuente: Presentación de Juan Schijman en

 el 8º Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas 2023

 

Desarrollo al sur

 

A su turno de exponer, Diego Leiguarda, Vicepresidente de Unidades de Negocios de CGC, mostró el trabajo de la empresa en Campo Indio, Cañadón Seco y Palermo Aike. Detalló estrategias para mejorar la productividad, incluyendo fracturas híbridas y técnicas avanzadas de perforación.

 

En Cañadón Seco, el objetivo es desarrollar las Tobas Arenosas de los niveles superiores de la formación D129. Actualmente, existen dos pozos en producción completados con fracturas convencionales de baja extensión. El bloque cuenta con dos sub-bloques separados por una falla, uno con mayor producción de líquido que el otro. Se completaron dos pozos y se perforaron dos más, previendo su producción a finales de 2023.

 

En Campo Indio, se abordó el deterioro de la calidad del reservorio hacia el este, resultando en reservorios de baja permeabilidad tight. La respuesta fue la implementación de fracturas híbridas y una disminución del caudal de fractura para un mayor empaquetamiento. Se utilizó un agente de sostén de malla única, arena cerámica y fluidos HVFR. Campo Indio, que producía 600.000 m3, llegó a un pico de millones de m3”, aseguró.

 

Leiguarda destacó que la Cuenca Austral ocupa el tercer lugar en recursos shale en América del Sur, después de Vaca Muerta. “Se realizaron evaluaciones, hubo un crecimiento del área y búsqueda de socios”, dijo. Se repararon pozos verticales existentes, se implementó un modelo pseudo 3D para modelar la generación, el hidrocarburo expulsado y el retenido. Se seleccionaron zonas de interés para las primeras estimulaciones no convencionales.

La elección de dos pozos por parte de la compañía arrojó resultados significativos. El primer pozo acumuló 142 metros cúbicos (m3) de petróleo con una densidad API de 51°, mientras que el segundo registró 176 m3 con una densidad API de 39,1°.

 

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Fig. 7: Fuente: Presentación de Diego Leiguarda en

el 8º Congreso de Producción y Desarrollo de Reservas 2023

 

Al concluir su presentación, Leiguarda destacó la relevancia del Plan Gas en el aumento de la producción de la compañía. Detalló que esto impulsó la movilización de un equipo de perforación en la Cuenca Austral para abordar los pozos comprometidos en el plan, lo que resultó en una actividad incremental de 65 pozos, instalaciones en superficie y una inversión total de 267 millones de dólares estadounidenses. Además, se llevaron a cabo incorporaciones de unidades de separación primaria con deshidratación y compresión para el yacimiento Cerrito Norte, otra para Cañadón Seco, una planta de ajuste de punto de rocío de hidrocarburo para el yacimiento El Cerrito y otra para el Golfo San Jorge.

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