Con la compra de los activos en la Argentina de Apco Oil & Gas International y de siete campos de Apache en la cuenca Neuquina, que comparte con YPF, Pluspetrol quedó posicionada como una de las petroleras con mayor acreaje sobre Vaca Muerta.

Hoy cuenta con concesiones por alrededor de 2.144 km² (530.000 acres), cerca de un 7% de la superficie total de la formación, que ronda los 30.000 km².

Entre ambas operaciones invirtió más de u$s 800 millones durante 2014. Cultora del bajo perfil, en los últimos años Pluspetrol fue escalando posiciones en el upstream local. Tanto que hoy es la tercera productora del país, sólo por detrás de YPF y Pan American Energy (PAE).

A fines de febrero, Pluspetrol se hizo cargo de la operación de tres de las siete áreas adquiridas a Apache. Se trata de La Calera, Aguada Villanueva y Meseta Buena Esperanza. Los restantes cuatro bloques son operados por YPF.

“Tras adquirir la operación de las tres áreas, encararemos una etapa de evaluación del potencial no convencional de los bloques. Todavía estamos definiendo los planes de trabajo, dado que atravesamos un estadio embrionario del proceso. Consideramos que es un momento en el que como operadores primero tenemos que entender cómo responden los campos. Hoy, lo central es invertir para conocer el funcionamiento del No Convencional en Vaca Muerta”, explicó Natalio Battaglia, gerente general de Pluspetrol en la Argentina.

DIVERSIFICADO

Los tres bloques en cuestión están ubicados en la zona que se conoce como la ventana de petróleo de arcillas (shale oil) de Vaca Muerta. Pero la petrolera también tiene presencia en la ventana de gas seco –a través de las áreas ex Apache que opera YPF– y en otros puntos de la cuenca por medio de áreas propias, como Loma Jarillosa y Coirón Amargo, esta última operada por Roch.

Para Battaglia, el desarrollo de Vaca Muerta precisa como condición sine qua non del trabajo colaborativo de todos los actores intervinientes en el sector petrolero, tanto públicos como privados. Su análisis parte de una premisa: la Argentina cuenta con recursos hidrocarburíferos para elevar la producción no convencional de petróleo y gas. La clave, entonces, pasa por encontrar las condiciones adecuadas para poner en valor esos recursos.

“El problema grave es cuando no tenés los recursos. En cambio, en la Argentina el desafío del presente y del futuro es crear entre todos las condiciones para poder desarrollar esos recursos que sabemos que ya existen en la cuenca”, enfatizó el ejecutivo en diálogo con Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía.

A su entender, aunque los hidrocarburos forman parte de la agenda pública, aún no se ha logrado desplegar un “trabajo colaborativo” entre todos los actores de la industria, cada uno con su responsabilidad. “Debemos aspirar a aunar criterios, entender el rol que juega cada uno. En esa línea tenemos un camino por recorrer en pos de pensar el futuro del sector a 5, 10 años y más”, agregó.

YACIMIENTOS MADUROS

En cuanto a la producción de sus yacimientos maduros en la cuenca Neuquina, Pluspetrol lanzó el año pasado un plan de perforación de 50 pozos de gas en Centenario que se extenderá hasta 2017. El programa está encuadrado bajo el paraguas del Plan Gas II, que autoriza el pago de mejores precios para las petroleras que incrementen la producción de gas.

“Creemos que es posible modificar la pendiente de la declinación de los yacimientos, porque los niveles de perforación eran relativamente bajos (dado que los precios del fluido no incentivaban la inversión). Es probable que hacia finales de año se observe que la curva cambió la pendiente. Sin embargo, no sé si será posible neutralizar la declinación, porque a raíz de la madurez de los campos habría que frenar caídas hasta un 20%”, explicó Battaglia.

Pluspetrol está, a su vez, evaluando los resultados de un proyecto piloto de polímeros en Río Colorado, donde también lanzó otro de recuperación terciaria por medio del método de ASP (Álcali, Surfactante, Polímeros).

“La madurez de los yacimientos de la cuenca Neuquina es una realidad, por lo que tratamos de mantenernos en lo más alto de la tecnología (para reducir al máximo la declinación). En cuanto a los proyectos de recuperación, ya lanzamos un piloto con polímeros y ahora pasamos a la segunda etapa de ASP. Los resultados de esta segunda fase de ASP van a estar disponibles en 2018, momento en el que vamos a decidir si aplicamos esa tecnología en todo el yacimiento”, indicó el gerente general de la operadora.

A su entender, la cuenca Neuquina tiene una ventana de oportunidad referida al desarrollo de tight gas de arenas compactas. “Venimos perforando proyectos de tight desde hace mucho tiempo, con resultados dispares. Algunos pozos no son viables con precios cercanos a los u$s 3 por millón de BTU. Pero sí con precios un poco más altos. La ventaja es que contamos con los recursos hidrocarburíferos. En forma conjunta, debemos apuntar a generar las variables adecuadas para ponerlos en producción, porque para invertir realmente hacen falta condiciones diferentes”, advirtió Battaglia.

Pluspetrol es el tercer jugador del upstream local. Su producción operada es de 5.500 metros cúbicos diarios (m³/d) de petróleo, en tanto que su oferta de gas ronda los 5,5 millones de m³/d, según datos oficiales del IAPG. A su vez, con la compra de Apco Oil & Gas adquirió el 53% del paquete accionario de Entre Lomas, una petrolera que extrae 2.000 m³/d de crudo.