La petrolera provincial quiere crecer pese a la caída de los precios
La petrolera provincial de Neuquén se asoció con empresas internacionales para evaluar el potencial de Vaca Muerta. Las inversiones presupuestadas rondan los u$s 500 millones.
Casi siete años después de su creación, en 2008, Gas y Petróleo del Neuquén, la petrolera provincial, logró cierta independencia financiera a partir de la explotación de campos convencionales, y se prepara este año para acompañar el lanzamiento de tres proyectos piloto en áreas no convencionales en Vaca Muerta, asociada con la alemana Wintershall, la francesa Total y la anglo-holandesa Shell. En total, las inversiones apuntaladas por todos los socios de GyP ascienden a u$s 2.979,6 millones para el período 2013-2016 (ver cuadro).
GyP recibió el año pasado la titularidad de siete yacimientos maduros que eran propiedad de YPF, la cual obtuvo a cambio dos áreas con acceso a Vaca Muerta, una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca Neuquina. Alberto Saggese, presidente de la petrolera neuquina, explicó que a través de los campos convencionales –que en la práctica son operados por la firma Oilstone– generan una facturación de u$s 100.000 por día. “Estamos facturando $ 30 millones por mes”, señaló el directivo en diálogo con El Inversor Energético & Minero.
¿Cuáles son los plazos establecidos para el proyecto piloto con Wintershall?, preguntamos a Saggese.
La semana pasada se realizó el meeting con todos los proveedores para lanzar el proceso. Es la primera operación para ellos a nivel nacional y contempla la perforación de seis pozos con u$s 150 millones de inversión por todo el piloto. La primera etapa incluye las perforaciones de dos pozos verticales y cuatro horizontales en los próximos dos años.
Por el momento, nos abocamos con ellos a este proyecto; puede ser que en el futuro sigamos trabajando en conjunto.
¿Qué otro objetivo fuerte tiene la compañía?
En lo que se refiere a los desarrollos convencionales, contamos con un yacimiento llamado Aguada del Chañar, donde en el corto plazo comenzaremos a producir 400.000 metros cúbicos diarios (m3/día) de gas natural y 50 m3/día de nafta. Esperamos tener terminado el gasoducto para fines de marzo, y todo acordado con los contratistas para arrancar, porque las plantas de tratamiento ya están listas.
En cuanto al desarrollo de proyectos no convencionales, tenemos dos pilotos declarados en Rincón La Ceniza y La Escalonada –en los que el operador es Total–, que movilizarán una inversión de u$s 300 millones. En tanto que en Cruz de Lorena y Sierra Blanca, donde el operador es Shell, las inversiones serán de u$s 150 millones.
En Bajo del Choique aún no tenemos novedades de los próximos pasos de ExxonMobil, pero en febrero recibimos la visita de XTO Energy, su subsidiaria con gran experiencia en Estados Unidos en este tipo de proyectos no convencionales. Para nosotros es una gran noticia que la primera implantación de XTO fuera de Norteamérica sea en la Argentina.
¿La próxima etapa sería la llegada de petroleras norteamericanas?
Todas están llamando y muestran interés. Lamentablemente, la cuenca está bastante concesionada y no hay muchas áreas disponibles. ›|‹