Anuario Petrolero 2018/2019 by claudio perez

111ºANIVERSARIO DEL DESCUBRIMIENTO DEL PETRÓLEO

SHALE ARGENTINO El fracking impulsa la producción en la cuenca Neuquina. El resto del país tiene la expectativa de descubrir reservorios aptos para la extracción no convencional

EDICIÓN

2018/2019 21 AÑOS

ACOMPAÑANDO AL SECTOR ENERGÉTICO

CUENCAS HIDROCARBURÍFERAS CAPACITACIÓN & TECNOLOGÍA ACTUALIDAD - GUÍA CLASIFICADA

SUMARIO Cuenca Golfo San Jorge San Jorge aumentó su producción................16-21 El año no fue malo..........................................22-25 Jornadas para generar eficiencia...................26-29 PAE sostuvo seis equipos..............................30-33 YPF activó el Parque Eólico............................34-39 Pérez Companc amplió sus negocios...........40-41 Termap fortalece la seguridad........................42-47 Los yacimientos reciben más inversiones.....48-49 CAPSA sumó el área Pampa del Castillo.......50-53 El Puerto se prepara para el offshore.............54-57 Podría contar con su “Vaca Muerta”..............58-61 YPF quiere aumentar su producción..............62-65 Buscan reactivar Santa Cruz Norte................66-71 Seriedad y compromiso.................................72-73 Sinónimo de calidad y responsabilidad.........74-78

Cuenca Austral Se volvió a exportar gas.................................80-83 ROCH sigue creciendo...................................84-89 Se consolida en la cuenca Austral.................90-94 Creció la producción de petróleo...................95-97 Un área con potencial no convencional.........98-99 Un antiguo pozo sin límites........................100-101 Se descubrió petróleo liviano.....................102-107 La vida de Cerro Vanguardia......................108-114

Cuenca Neuquina Se concentran en “Vaca Muerta”...............116-121 Fuerte crecimiento en Loma Campana .....122-127 El petróleo neuquino cumplió 100 años....128-129 YPF redobla la apuesta...............................130-135 El récord se llama Fortín de Piedra............136-143 Se reactivan en la búsqueda del shale......144-149 Los pozos suman más metros...................150-155 Sorpresa en Agua Pichana.........................156-162 Río Negro amplía su mapa.........................163-169 Hace base en Río Negro............................170-175 Del gas al récord del petróleo....................176-185 La pasarela del año....................................186-189 AOG: más de 8 mil personas.....................190-193 La nueva energía digital..............................194-195 Innovador proceso de limpieza..................196-199 Monitorear con mejores herramientas.......200-201 Desarrollando soluciones logísticas...........202-206

Cuenca Cuyana Queremos ser una provincia petrolera.......208-209 El fracking llegó a Mendoza.......................210-213 Mendoza adjudicó seis áreas.....................214-215 Un gran potencial.......................................216-219 Crecen las regalías en Mendoza................220-223 La Central Anchoris procesará gas................... 224

Cuenca Noroeste Buscan redefinir su sistema petrolero........226-229 Impulsan la reactivación de 350 pozos......230-233 El litio mueve inversiones millonarias.........234-237 Salta construye su Parque Solar....................... 238

Capacitación & Tecnología PAE suma un nuevo simulador..................240-243 Exitosas jornadas del IAPG........................244-245 Debate sobre productos energéticos.........246-247 Inspecciones no destructivas.....................248-249 Seguridad contra las caídas de altura........250-251 Aislamiento técnico.....................................252-253 Capacitación en minería con simuladores........ 254

Actualidad Buscan inversores para “Vaca Muerta”......256-257 Podrán vender la energía renovable.........258-259 Energía volvió a ser Secretaría...................260-261 AESA: 70 años de aporte al sector............262-267 Energía nuclear participó del IFNEC..........268-269 Inversiones para la producción de litio......270-275 Otro avanzado proyecto de litio.................276-277 La OPEP estima menor demanda..............278-282

Guía de anunciantes Guía alfabética............................................284-285 Guía por rubros...........................................286-306

Patagonia Editorial (nombre de fantasía) Saavedra 883. Tel. 0297 4475577 Comodoro Rivadavia. Argentina e-mail: anuario@anuariopetrolero.com.ar Impreso en Buschi S.A. en diciembre de 2018. Ferré 2250, C1417 CABA. Registro de la propiedad Intelectual Nº 2018-47985976-APN-DNDA Reg. Marca Nº2204297 www.anuariopetrolero.com.ar

Foto de portada Stock Internet

Director Propietario: Miguel Angel Goy. Director Periodístico: David Mottura. Publicidad y Márketing: Marta Costa, Juan Manuel Goy, Raúl Irazú, Gabriel Barría, Mariel Bejar, Daniel Jofre. Diseño: Claudio Pérez Arenas, Mauricio Nitor. Corrección: Yamila Elías. Fotografía: Juan Martín Goy. Corresponsales: Cuenca Cuyana: Darío Gallardo; Cuenca Noroeste: Antonio Oieni; Cuenca Austral y San Jorge: Antonio Ojeda. La editorial no es responsable de los conceptos vertidos en las notas periodísticas y avisos de publicidad.

// EDITORIAL

La era del shale argentino

aca Muerta es la formación de hidrocarburos no convencionales más conocida de Argentina, al punto de que es prácticamente sinónimo de cuenca Neuquina. Sin embargo, este año el debate por el uso de la fractura hidráulica en yacimientos, la explotación del shale gas y shale oil y la mirada atenta de los inversores de todo el mundo está presente en todas las cuencas del país. En 2018, las iniciativas en torno al fracking estuvieron presentes en las provincias con tradición petrolera como Mendoza, el sur de Santa Cruz e incluso Salta quiere investigar con más seriedad el potencial en shale y tight. La cuenca del golfo San Jorge, compartida por Chubut y el norte de Santa Cruz, cuenta con potencial según recientes estudios. Mendoza incorporó a su matriz productiva el fracking, con el objetivo de aprovechar los recursos hidrocarburíferos que existen en su porción de Vaca Muerta y las formaciones Cacheuta, Potrerillos y Cabras. “Queremos volver a ser una provincia petrolera”, dice el gobernador mendocino Alfredo Cornejo en una entrevista para este Anuario Petrolero. En la cuenca del golfo San Jorge, los estudios indican una disponibilidad de recursos que serían una “pequeña Vaca Muerta” en la región con más antigüedad de explotación de petróleo y gas. “Por ahora las inversiones van a donde es más seguro y por eso Vaca Muerta todavía le va a ganar a otras posibilidades”, señala un trabajo de expertos que fue expuesto en un pre-encuentro del Congreso de Explotación y Desarrollo de Hidrocarburos en Mendoza. Santa Cruz explora sus posibilidades en la porción que le

corresponde a la cuenca Austral. El Instituto de Energía de Santa Cruz (IESC) promociona Paso Fuhr, un área que presenta oportunidades de explotación futura y contaría con recursos no convencionales. Además, empresas como ROCH están investigando yacimientos con petróleo liviano de alta calidad. Salta, provincia cabecera de la cuenca Noroeste, avanza en una revisión de sus recursos de petróleo y gas. Este año, la provincia completó una base de datos con antecedentes técnicos y productivos de los últimos 40 años con el objetivo de reimpulsar la exploración de los recursos convencionales y definir cuál es el potencial no convencional en la formación Los Monos. Y, por supuesto, la cuenca Neuquina sigue con pasos firmes sobre Vaca Muerta. La mayoría de los equipos de perforación del país tienen como objetivo a la mayor formación de hidrocarburos no convencionales fuera de Estados Unidos. Los casos de éxito son Loma Campana de YPF, Aguada Pichana Oeste de Pan American Energy y Fortín de Piedra de Tecpetrol. Argentina volvió a exportar gas luego de 10 años, siendo el primer envío desde la cuenca Austral donde la producción gasífera offshore tiene un fuerte desarrollo. Sin embargo, al poco tiempo el gas de Vaca Muerta también comenzó a comercializarse en el vecino trasandino. El 2018 ha sido el año en que Vaca Muerta, el fracking y los recursos no convencionales de Argentina empiezan a mostrar resultados positivos. En el resto del país se aguarda con expectativa que la exploración de sus recursos resulten aptos como los de la cuenca Neuquina.

// Cerdá: “En líneas generales, el año no fue malo” // YPF apuesta a la energía eólica con Manantiales Behr // CAPSA crece con la incorporación de Pampa del Castillo // La cuenca albergaría una “pequeña Vaca Muerta”

Cuenca del Golfo San Jorge

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La cuenca San Jorge aumentó su producción interanual de petróleo y bajó la de gas En Chubut, PAE e YPF sostuvieron su actividad y CAPSA incrementó sus inversiones. En Santa Cruz, los indicadores son negativos.

on 111 años, la cuenca del golfo San Jorge es la zona hidrocarburífera con más antigüedad de la Argentina. Los últimos tres años muestran una producción alicaída, debido a la baja de actividad, la incertidumbre por el precio internacional del petróleo -es una cuenca exportadora- y el rumbo económico del país. Si bien se espera otro año de caída de producción, sí se han sumado pozos y reincorporaciones de operarios. De enero a septiembre de 2018, de acuerdo a datos de la Secretaría de Energía de la Nación, la cuenca compartida por Chubut y Santa Cruz produjo algo más de 10 millones de metros cúbicos (234.400 barriles por día). Chubut aportó 6,3 millones metros cúbicos en ese periodo

(alrededor de 148.800 barriles por día) y Santa Cruz 3,6 millones (85.600 barriles). Los datos corresponden al registro de la Secretaría de Energía de la Nación, que al cierre del Anuario Petrolero contaban hasta septiembre de 2018. CHUBUT El ránking de producción del lado chubutense de la cuenca lo lidera Pan American Energy, la operadora de Cerro Dragón que está bajo el mando del Grupo Bridas, CNOOC y BP. En los primeros nueve meses de 2018 alcanzó una producción de 3,7 millones de metros cúbicos de petróleo crudo. La cifra revela un 3,9% más en comparación con eneroseptiembre de 2017. Sigue YPF: 1,5 millones de metros cúbicos de petróleo en eneroseptiembre de 2018 frente a los 1,3 millones de metros cúbicos alcanzados en igual rango de meses del año anterior. Un 14% más, todo un

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logro para una operadora que además diversificó sus actividades con el Parque Eólico Manantiales Behr, con el que pretende abastecer sus activos hidrocarburíferos y también vender a privados.

Tecpetrol aumentó un 5% la producción: este año alcanzó los 353.000 metros cúbicos de enero a septiembre, contra los 336.000 del año pasado. Sin embargo, la operadora del Grupo Techint está concentrando

sus esfuerzos en la cuenca Neuquina y con un pie firme en Vaca Muerta, donde logró consolidar Fortín de Piedra con récord de producción de gas. Además de los clásicos, un jugador empezó a fortalecerse. CAPSA sumó

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activos además de Diadema, con Bella Vista Oeste (que era de Sinopec) y Pampa del Castillo (en este caso, Enap Sipetrol dejó caer la concesión). Entre CAPSA (con los yacimientos Diadema, Gemelos, KM 20, Mina Reserva, Sindicato y Solano), Capex (Pampa del Castillo-La Guitarra) e Interenergy Argentina (Bella Vista Oeste), sumaron 589.000 metros cúbicos en el periodo enero-septiembre de este año, lo que significa un 21% más de producción gracias a la incorporación de activos. Los datos oficiales dan cuenta de que la producción petrolera de Chubut muestra una tendencia de recupero, aunque todavía no alcanzó los niveles del año 2016, cuando la producción de crudo en ese lapso de enero a septiembre fue de 6,6 millones de metros cúbicos. En 2015 fue el registro más alto, con 6,9 millones, mientras que en 2014, cuando empezó la crisis de precios, había sido de 6,7 millones de metros cúbicos en esos 9 meses. En contrapartida, la producción de gas cayó un 3% en relación al año pasado. Se ubicó en 2.500 millones de metros cúbicos, lo que si bien es un retroceso en relación al año pasado, no está tan lejos de los niveles de los años anteriores, por lo que la fluctuación en este caso no ha sido tan marcada como ocurrió con el petróleo. En este caso, la situación parece obedecer a razones de mercado combinadas con la política energética nacional: hay una sobre oferta de gas y los mejores precios los recibe el fluido proveniente de áreas no convencionales, ubicadas en Neuquén y el sur de Santa Cruz, por lo que la producción gasífera de áreas convencionales no encuentra hoy perspectivas para un incremento de la producción. SANTA CRUZ Del lado santacruceño de la cuenca, YPF domina la producción. De enero a septiembre de este año alcanzó 2,3 millones de metros cúbicos de petróleo, una cifra que significa -6,2% en comparación al mismo período de 2017. Todas las operadoras en esa zona vieron caer su producción, con la excepción de

Pan American Energy. La segunda productora es Sinopec, cuya producción de petróleo crudo tuvo una disminución de -12,5%. En estos primeros nueve meses del año bombeó 882.000 metros cúbicos de petróleo, cuando el año pasado en esta época había alcanzado más de un millón de metros cúbicos. La operadora estatal de China acordó con los sindicatos reimpulsar pozos para sostener la actividad y evitar que se agudice la crisis laboral. Pan American Energy también logró incrementar la producción en sus áreas en el norte santacruceño. Es la

tercera productora en esa provincia y sumó 409.000 metros cúbicos en enero-septiembre de este año, un leve 0,6% más pero que resalta en una región donde todos los datos dan en negativo. En Santa Cruz, el liderazgo en producción gasífera lo tiene YPF. Sin embargo, todas las operadoras bajaron sus niveles de extracción considerablemente. A nivel global en el norte santacruceño, la producción gasífera cayó un -15%: 1.200 millones de metros cúbicos en los primeros nueve meses del año contra 1.455 millones en el mismo período del año anterior.

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Martín Cerdá: “En líneas generales, el año no fue malo” Entrevista de Anuario Petrolero con el ministro de Hidrocarburos de Chubut

a f o r m a c i ó n Va c a M u e rta ha generado que las operadoras vuelquen sus inversiones a los hidrocarburos no convencionales de petróleo y gas. Así, la cuenca Neuquina ha dejado relegadas a otras cuencas convencionales como la del golfo San Jorge. De esa forma lo entienden en el gobierno de Mariano Arcioni, que le toca administrar una provincia cuya principal industria muestra signos alicaídos hace más de tres años. Sin embargo, las condiciones han ido mejorando para la región en los últimos dos años. Según datos del Ministerio de Hidrocarburos de Chubut, la producción petrolera en lo que va del año en la cuenca del golfo San Jorge aumentó un 5 por ciento con respecto al mismo período del año pasado. Además, en materia de inversiones las operadoras vienen cumpliendo los planes que habían presentado

»» “En charlas informales, las operadoras nos han comunicado que van a mejorar las inversiones”.

a principio de año. El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Martín Cerdá, confirmó ese panorama en diálogo con Anuario Petrolero, al considerar que todavía hay una demora de

cinco a seis pozos para que sean reactivados, pero que se espera que en torno a los próximos meses se vayan acomodando. “Obviamente queda un sabor a poco porque el barril ha estado

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estable durante casi todo el año y sobre todo en tendencia en alta. La realidad es que la crisis económica no ha ayudado a que tengamos el despegue que pretendíamos”, aseguró Cerdá. El funcionario chubutense sostuvo que las crisis de 2015 y 2016 han significado un gran golpe para la industria petrolera por lo que la mejora en 2017 no alcanzó a apaciguar los dos años de desinversión. “Cuesta más porque es muy difícil recuperar producción en términos rápidos. En líneas generales el año no fue malo”, aseveró. En este contexto, la nueva meta del Gobierno de Chubut se basa en que las operadoras no bajen sus niveles de inversión en la cuenca del Golfo San Jorge por lo que en diciembre se realizará una reunión para conocer cuáles serán los planes de trabajo para el próximo año. “En charlas informales nos han comunicado que van a mejorar las inversiones y vamos a realizar los esfuerzos que nos corresponde para que sea así”, destacó. Una de las operadoras que más ha trabajado para la reactivación de la región es CAPSA. La compañía ha realizado inversiones en el yacimiento de Diadema Argentina, ubicada en Comodoro Rivadavia, y se encuentra operando en el área de Pampa del Castillo-La Guitarra. “Era un riesgo, le podría haber salido mal pero por suerte salió todo bien. Por lo cual la inversión que había planificado para el 2018 ha tenido una mejora sustancial. A principio del mes pasado ya empezó a invertir en Pampa del Castillo. Hoy ya tiene un pozo perforado en los próximos días tendrá el segundo y estimamos que en 30 días tendrá operativo el tercero”, describió Cerdá. CAUTIVAR INVERSORES Vaca Muerta se lleva todas las inversiones de las operadoras. El Gobierno que administra Arcioni lo sabe muy bien y por ese motivo trabaja en generar alternativas

para que las compañías vuelvan a encontrar en la cuenca del golfo San Jorge un incentivo para explotar los yacimientos maduros de Chubut. Incluso, piensan en un plan para reactivar pozos de baja productividad. En este sentido, el funcionario chubutense adelantó: “con el Ministerio estamos trabajando sobre la posibilidad de algún planteo o una ley para que aquellos pozos

de baja productividad vuelvan a ser operativos. Son aquellos pozos que aportan un metro cúbico de crudo. Esos pozos no pagan la activación de un equipo workover o una reparación. Entonces estamos armando un escenario para que las operadoras se beneficien y puedan reactivar esos pozos de baja productividad. Estamos viendo la posibilidad de sacar alguna ley e incentivar un poco las inversiones”.

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Jornadas Técnicas del IAPG para generar eficiencia dentro de la industria del petróleo La propuesta se realizó en el Hotel Austral de Comodoro Rivadavia con una serie de conferencias.

n el Hotel Austral de Comodoro Rivadavia, la Seccional Sur del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) realizó las “21ª Jornadas Técnicas Innovadoras y buenas prácticas en producción y equipos de torre”. El ministro de Hidrocarburos de Chubut, Martín Cerdá y el presidente del IAPG a nivel nacional, Ernesto López Anadón, como también el responsable de la Seccional Sur, Jorge Boeri, fueron parte del espacio que reunió a profesionales del sector para presentar trabajos y proyectos dirigidos a encontrar una mayor eficiencia dentro de la industria. “Lo que se aporta en este tipo de encuentros es muy positivo porque surgen mejoras. Hoy la industria necesita trabajar como industria, para que podamos seguir siendo competitivos. Lo que se charla en estas Jornadas es lo que nos va a llevar al éxito”, sostuvo López Anadón, quien brindó la conferencia “Energía y cambio climático. Impacto en la industria”. Otra de las conferencias fue “Petróleo y gas en Argentina: el rol del golfo San Jorge”, que estuvo a cargo de Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultans. El especialista resaltó las oportunidades actuales, especialmente en la Cuenca del Golfo San Jorge, donde la situación económica y el momento del precio del crudo pueden ser un aliciente para que haya un despegue, en la que consideró “la cuenca de mayor trascendencia en el país”. “Es una cuenca que lamentable-

»» Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultans.

mente ha tenido una actividad sindical muy agresiva; donde se necesita tener los costos muy ajustados para poder ganar un poquito con cada pozo. Esto saca de escala la posibilidad de desarrollarnos y genera que haya temor de las compañías con respecto al alto grado histórico de conflictividad que ha habido en la cuenca”, consideró.

por la demanda se van a redirigir hacia el desarrollo petrolero.

“Ojalá que quienes lideran las acciones sindicales comprendan que ahora hay una oportunidad. Si bien la productividad de los pozos es menor que en los 90, los precios son tres veces mayores en comparación, y claramente los costos son superiores, pero sigue siendo la mejor ecuación económica que ha habido para el desarrollo en tres décadas y a veces no nos damos cuenta de eso”, agregó. Asimismo, Gerold aseveró que las condiciones para la inversión petrolera son muy buenas, el flujo que ha habido hacia la producción de gas

En relación a las alternativas, López Anadón destacó que la energía que producen es intermitente, algo que da como resultado que por poco tiempo se logre la mayor eficiencia de las mismas, por velocidades del viento, luz solar y estaciones climáticas, entre otras.

ENCONTRAR ALTERNATIVA Por su parte, López Anadón aseguró: “somos responsables de emisión de dióxido de carbono. En la actualidad la calidad del aire en las ciudades causa la muerte de tres millones de personas por año”.

El presidente del IAPG también se refirió al rol del gas natural manifestando que las emisiones son bajas en dióxido de carbono y permiten mejorar la calidad del aire. En consecuencia, López Anadón aseguró:

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“sólo con renovables no se logrará la reducción de emisiones de dióxido de carbono, se necesita reducir el uso de carbón”.

En Argentina, uno de los objetivos planteados es llegar a un mayor uso de energías renovables, de un 0,6% actual a un 15,5% en 2035. “Habrá

más usuarios, por lo tanto una mayor demanda de gas natural, se estima la incorporación de siete millones de usuarios”, dimensionó.

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PAE sostuvo los equipos que sumó tras el temporal de 2017 Cinco equipos de workover y un perforador es el compromiso de la operadora con una inversión de 150 millones de pesos.

an American Energy (PAE) renovó seis equipos petroleros en el área de Cerro Dragón, su principal activo en Argentina, un compromiso que contribuye a la re-

activación del sector hidrocarburífero en la cuenca de golfo San Jorge que viene de capa caída desde hace tres años. La apuesta de la operadora tiene

base en cinco workover y un equipo perforador. El movimiento representa una inversión de 150 millones de pesos en la región y garantiza 250 puestos de trabajo directos.

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Estos equipos habían subido para recuperar la producción que se perdió por el temporal de 2017 y las condiciones climáticas adversas en los yacimientos este año. En total, son cinco de las empresas DLS y de San Antonio Internacional. A su vez, un perforador de Venver se puso en marcha. De este modo, PAE le dio continuidad al ritmo de producción con un compromiso hasta enero de 2019. “Este acuerdo es muy importante porque garantiza más inversiones para Chubut, y por consiguiente más producción, regalías para la provincia, actividad económica y puestos de trabajo. Porque a mayores inversiones no sólo se beneficia de manera directa el sector petrolero sino también indirectamente otras industrias y actividades económicas

que giran en torno a la producción hidrocarburífera, y que se ven favorecidas ante un nuevo ciclo de inversiones y crecimiento económico a nivel provincial y regional”, destacó el gobernador de Chubut, Mariano Arcioni, en el anuncio realizado en Buenos Aires. En un acto realizado en julio, participaron el gerente de Operaciones de PAE, Danny Massacese; el ministro de Hidrocarburos del Chubut, Martín Cerdá; el intendente de Comodoro Rivadavia, Carlos Linares; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Avila; y el titular del Sindicato de Personal Jerárquico y Profesional de Petróleo y Gas Privado de la Patagonia Austral, José Lludgar. En este marco, el gobernador chubutense recordó: “a principios de este

año convocamos a las empresas petroleras y les pedimos que hagan un esfuerzo mayor, que demuestren más compromiso, y este acuerdo refleja de alguna manera aquel pedido que les realizamos. Gracias a un trabajo que involucró a diferentes sectores políticos, empresariales y sindicales pudimos preservar las fuentes de trabajo, que fue el objetivo prioritario que tuvimos en todo momento”. Por su parte, el intendente de Comodoro Rivadavia, Carlos Linares, sostuvo que con estas inversiones “no sólo se está beneficiando a los trabajadores petroleros, sino que a toda la región sur porque al aumentar la actividad, se garantiza la estabilidad de otros sectores. Es un beneficio general para todos, llegando incluso a la parte comercial de la ciudad”.

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YPF Luz activó el parque eólico Manantiales Behr La división de la compañía petrolera puso en marcha 30 molinos sobre un yacimiento petrolero con más de 80 años de historia.

»» El presidente Mauricio Macri participó de la inauguración del Proyecto de Energías Renovables de YPF.

PF Luz inauguró el parque eólico Manantiales Behr, en Comodoro Rivadavia, con la presencia del presidente de la Nación, Mauricio Macri, y el presidente de YPF, Miguel Gutiérrez. Este es el primer paso de un proyecto de YPF

Luz para proveer energías renovables en el país. El parque eólico Manantiales Behr demandó una inversión de casi 200 millones de dólares y representa una fuente de energía segura y renovable, que no produce emisiones a la

atmósfera ni genera residuos. Permite ahorrar combustibles y reducir costos, así como diversificar la matriz energética y mitigar el cambio climático. Con este parque se ahorrarán anualmente 47.500 m3 de gasoil y 80 millones de m3 de gas natural que

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se requerirían para generar la misma energía con una planta termoeléctrica. Esto equivale a un ahorro anual de 241.600 toneladas de CO2. Además, Manantiales Behr, por su ubicación privilegiada aprovecha los vientos de la Patagonia; en esa zona disponen de uno de los factores más altos del mundo en términos de capacidad de potencia instalada, que ronda un 59%. Cuando el parque esté en pleno funcionamiento generará 99MW, un consumo similar al que hoy tiene la ciudad de Comodoro Rivadavia. Con una nueva línea de alta tensión

y dos subestaciones transformadoras (20 kilómetros de 132 KV y 27 kilómetros de 35 KV), que otorgan a la región mayor potencia y alternativas de suministro, el parque eólico de YPF Luz también contribuye a mejorar la confiabilidad local de la red (yacimientos de petróleo) y del nodo Comodoro Rivadavia. Los 30 aerogeneradores están emplazados en un terreno de 2.000 hectáreas de superficie, sobre un yacimiento petrolero con más de 80 años de historia. El parque cuenta con un Programa de Gestión Ambiental y Social, auditado por organismos

internacionales, que asegura la preservación de las especies y el involucramiento de las partes interesadas. YPF Luz, adicionalmente, tiene proyectos en distinto nivel de evaluación y desarrollo para generar aún más energía renovable por una capacidad total de 800 MW. Está construyendo el Parque Eólico Los Teros, en Azul, Provincia de Buenos Aires, de 122MW, y por iniciar la construcción de Cañadón León, en la Provincia de Chubut, de 100 MW. CLIENTES El principal cliente de YPF Luz es YPF, que compra más del 70% de la

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energía producida en el parque para sus operaciones, y con la misma es una de las primeras empresas en cumplir con el requisito de la Ley de Energías Renovables, que establece que en 2018 un 8% de la energía utilizada por grandes usuarios debe ser renovable. El objetivo a mediano plazo es lograr que toda la demanda de electricidad de YPF provenga de fuentes renovables. La empresa también firmó convenios para proveer a firmas como Toyota y Coca Cola, a 10 y 15 años respectivamente y tiene en su cartera otros importantes acuerdos. Por ejemplo, la automotriz comenzó a producir en su planta de Zárate con energía renovable generada en los parques eólicos administrados por YPF Luz, como Manantiales Behr en Chubut y Los Teros en la localidad de Azul en Buenos Aires. YPF Luz tiene actualmente una capacidad operativa de generación de más de 1.800 MW, que aspira a duplicar en los próximos años. Para el 2022, busca convertirse en el tercer generador de energía eléctrica del país con una inversión de más de 2.000 millones de dólares entre proyectos de energía renovables y térmicos. El Presidente de Toyota Argentina, Daniel Herrero, y el Presidente de YPF, Miguel Gutiérrez, anunciaron el acuerdo marco entre ambas empre-

sas para que la automotriz abastezca su planta de Zárate con energía renovable generada por YPF Luz. De este modo en sólo un año y medio la planta de Toyota en la provincia de Buenos Aires –cuya producción en 2017 representó el 26% de la producción y el 41% de las exportaciones totales de la industria automotriz argentina - producirá sus vehículos con energía 100% renovable. La acción responde a las iniciativas de sustentabilidad y cuidado del medio ambiente de la empresa japonesa en su planta de Zárate, que el año pasado superó las 125.000 unidades y este año apunta a conseguir un récord de producción por encima de las 140.000 unidades. El contrato de provisión de energía renovable tiene una duración de 10 años, con una primera etapa en la que Toyota sustentará su producción con un 25% de energía renovable, y una segunda etapa a partir de 2020 en la que el 100% de sus necesidades energéticas, equivalente a 76.000 MWh/año, provendrán de fuentes renovables. “Esta iniciativa forma parte del Desafío Ambiental que en Toyota nos propusimos alcanzar para 2050, y que apunta a reducir a cero el impacto durante la fabricación y conducción de vehículos. La disminución de emisiones de CO2 y la introducción de energías renovables son la base

de nuestro plan de Acción Ambiental quinquenal. Esta iniciativa nos permitirá superar ampliamente nuestras metas globales al producir con un 100% de energías limpias a partir de 2020”, aseguró Daniel Herrero, Presidente de Toyota Argentina. YPF Luz proveerá la energía para las operaciones de Toyota en su planta de Zárate desde el Parque Eólico Manantiales Behr de 100MW de potencia, que se inaugurará próximamente en Chubut y del Parque Eólico Los Teros, de 122 MW de potencia ubicado en la localidad de Azul, cuya inauguración se espera a fines de 2019. YPF Luz se focaliza en proveer a clientes industriales como Toyota de soluciones de energía confiables, eficientes y sustentables, con esquemas que se adaptan a sus necesidades. Con esta iniciativa, Toyota ahorrará anualmente una provisión de energía que sería equivalente a 7.068 m3 de gasoil o a los 11,9 millones de m3 de gas natural que se requerirían para generar esa energía en una planta termoeléctrica. Esto equivale a un ahorro de CO2 de 40.660 toneladas. La energía que utilizará Toyota equivale a 15,9 MW de potencia instalada, es decir la generación de más de 4 aerogeneradores estarán destinados a abastecer la demanda de la automotriz. Es el equivalente al consumo de 21.111 hogares.

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Grupo Pérez Companc compró Bolland y extendió sus negocios Podrá prestar servicios en zonas geográficas donde no tenía presencia como el norte de Santa Cruz y el sur de Mendoza.

n desembolso de 4.500 millones de pesos realizó el Grupo Pérez Companc para adquirir la empresa de servicios petroleros Bolland. La operación permitió que el grupo empresario incorpore a sus negocios de petróleo y gas nuevas zonas geográficas como el norte de Santa Cruz y el sur de Mendoza. Esta nueva adquisición del Grupo Pérez Companc permitirá complementar estratégicamente a Pecom. Es que además de las nuevas regiones para operar, Bolland le suma unidades de negocios en el mercado de productos químicos y en la fabricación de bombas mecánicas con tecnología. “La adquisición de Bolland nos permite convertir a Pecom en el mayor jugador de capitales nacionales en el mercado de servicios petroleros. En Oil&Gas la nueva PECOM tendrá la ventaja competitiva de ofrecer a los operadores soluciones inte-

grales, desde O&M hasta bombas mecánicas; a eso suma electricidad y telecomunicaciones, ofreciendo un servicio completo a nuestros clientes”, sostuvo el CEO del Grupo Pérez Companc, Pablo Antúnez. Los nuevos servicios y la experiencia consolidada le permitirán a Pecom ofrecer una gestión integral de yacimientos y asegurar su expansión fronteras afuera de Argentina, a partir de la presencia que la compañía adquirida tiene en varios países de la región como Brasil, Bolivia y Colombia. Esto permitirá que la empresa dedicada a los negocios de energía brinde trabajo a más de 5.000 personas y cuente con un volumen de facturación anual en torno a los 800 millones de dólares, siendo la mayor compañía nacional de servicios petroleros, y ocupando un rol destacado en servicios y obras de energía eléctrica y telecomunicaciones. Por su parte, Luis Pérez Companc

aseguró: “en energía dimos un paso muy importante en 2015, y en poco más de 3 años con el crecimiento orgánico y la incorporación de Tel3 y ahora Bolland, duplicamos la compañía para enfrentar con éxito los desafíos que el crecimiento de Argentina plantea para este sector”. “Esta adquisición reafirma la visión estratégica del Grupo Pérez Companc de ser referentes y protagonistas en la construcción de un futuro mejor para nuestro país. Nuestro aporte como grupo empresario se materializa en inversiones como ésta y en el esfuerzo que las 10.000 personas que lo conforman hacen por generar valor todos los días”, aseguró el empresario. En la misma línea de consolidación, el grupo anunció que espera la licitación del gobierno nacional para adquirir las acciones de Transener y volver a hacerse fuerte en el negocio del transporte de energía eléctrica.

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Termap fortalece la seguridad de sus operaciones Con simulacros en el barrio Caleta Córdova de Comodoro Rivadavia, la empresa capacitó y evaluó su capacidad de respuesta ante incidentes.

erminales Marítimas Patagónicas S.A. (Termap) cuenta con un programa anual de simulacros que le permite capacitar, entrenar y evaluar la capacidad de respuesta ante un incidente con el fin de prevenir accidentes personales y evitar impactos a la comunidad y al ambiente. Es por eso que en el barrio de Caleta Córdova de Comodoro Rivadavia, donde tiene su principal base, realizó

una nueva prueba de seguridad en su planta central, las playas del faro y la Escuela 7703 involucrando la totalidad de los equipos de respuesta y recursos propios, sumando a fuerzas externas. La empresa dedicada a la recepción de petróleo crudo en la cuenca del golfo San Jorge realizó las jornadas de simulacro para capacitar y evaluar la capacidad de respuesta

ante un incidente. Los ejercicios de respuesta a emergencias incluyeron la simulación de incidentes como el incendio de un tanque de almacenaje de hidrocarburo, el rescate y evacuación de un herido y la respuesta a un vertido de hidrocarburo en el mar con afectación de costas. En este marco, el gerente general de Termap, Daniel Scalise, manifestó que estas actividades “nos permiten

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medir las posibilidades y cuáles son nuestras capacidades frente a una contingencia. Estar preparado es la mejor opción. Termap invierte gran parte de su presupuesto en la prevención, en barreras de contención, en electrónica y en recursos pero también en la capacitación de la gente. En mantener un aceitado

mecanismo de respuestas donde hay roles y responsabilidades”. “El sistema es vertical; hay un comandante en el sitio y una estructura de manejo de crisis que está en Buenos Aires con un directorio que baja los lineamientos básicos de respuesta. Tenemos una estructura

local con todos los componentes para una respuesta eficiente y rápida, que va desde lo operativo en tierra y mar, logística de provisión y todo el sistema de recursos humanos tanto propios como externos. De manera que todo confluya en una respuesta eficiente”, aseguró. Scalise también detalló qué

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medidas toma la empresa cuando un accidente se convierte en una crisis. “Nosotros consideramos que estamos ante una crisis cuando el desastre empieza a crecer o el siniestro se convierte en un desastre. Ese es el potencial inmediato que tiene que medir este comité y hacerse

de recursos propios y medir si son necesarios”. “Termap -siguió Scalise- tiene los recursos necesarios para medir una cierta cantidad y cuando se pasa, tenemos focalizados socios de otras operadoras que tienen negocios en el mar para cooperar. Además, estamos

asociados a una empresa internacional que prevé recursos humanos y materiales por si fuera necesario; si un desastre pasara a mayores. Es decir, 200 metros cúbicos en el mar es un desastre total. En ese caso, en 48 horas estaría un avión acá con gente, elementos y recursos”.

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Los yacimientos de Río Mayo y Mata Magallanes Oeste se reactivan con más inversiones YPF realizará dos pozos en su campo y el grupo Selva María Oil puso en marcha un plan de inversiones en el área que se adjudicó este año.

l gobernador Mariano Arcioni anticipó desde Río Mayo que el área homónima que opera YPF tendrá dos pozos de exploración nuevos después del invierno. Para el mandatario chubutense, el proyecto significa más empleo, producción y trabajo para la zona donde se suma la reactivación del yacimiento Mata Magallanes Oeste. “Ante las gestiones que hemos llevado adelante, el ministro de Hidrocarburos me acaba de confirmar que va a haber en el yacimiento de YPF de Río Mayo dos pozos más para

después del invierno”, explicó Arcioni, en un discurso en la localidad de Río Mayo. “Con YPF, que es una empresa de bandera nacional, estamos revirtiendo la situación y eso se construye con diálogo y respeto”. A su vez, Arcioni ponderó la inversión en esa área operada por YPF junto a la reactivación de Mata Magallanes Oeste. Ese yacimiento quedó adjudicado a la empresa Selva María Oil, que estará asociada a la estatalprovincial Petrominera. “A la crisis petrolera, nos la pusimos al hombro en las discusiones, los planteos y demás. Y así logramos la licitación, adjudicación y ya se firmó la UTE con Petrominera para Mata Magallanes, respetando la mano de obra de Río Mayo”. Al respecto de Mata Magallanes, el intendente de Río Mayo, Gustavo Hemida, recibió información sobre el plan de producción en abril. En Sala de Conferencias de la Municipalidad de Río Mayo, Hemida estuvo reunido con representantes de Petrominera, Selva María Oil y del Sindicato del Petróleo y Gas Privados de Chubut. La reunión consistió en ultimar detalles y determinar los pasos a seguir según marcan los acuerdos firmados para comenzar con las actividades. Mata Magallanes Oeste tiene una superficie de 49 kilómetros cuadrados y pertenece a la cuenca del golfo San

Jorge donde ya se ha desarrollado sísmica 3D y producción de crudo. A través de Mata Magallanes y Cañadón Ramírez, el grupo inversor Silva Maria Oil inicia su proceso productivo en Chubut con gran expectativa. “Si bien es un área que tiene una larga historia todavía tiene mucho para dar”, indicó el

presidente de la firma adjudicataria, Juan Puigbó, luego de firmar la adjudicación el 14 de abril. “Hay que poner a funcionar el área para llegar a niveles óptimos y absorber la mayor cantidad de mano de obra. El proceso de incorporación será lo más rápido posible”, expresó Puigbó.

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CAPSA sumó Pampa del Castillo como un nuevo activo en Chubut La empresa, que históricamente opera en Diadema, había adquirido otra área revertida como Bella Vista Oeste.

»» Sergio Raballo, director ejecutivo de Capex junto al sindicalista Jorge Ávila y el gobernador Mariano Arcioni.

APSA tomó la operación de una nueva área en Chubut. De la misma forma que asumió el control de Bella Vista Oeste cuando Sinopec dejó caer la concesión, la empresa con base en el barrio Diadema de Comodoro Rivadavia se puso al hombro Pampa del CastilloLa Guitarra, que Enap Sipetrol cedió tras decidir no darle continuidad al acuerdo de extensión del contrato que vencía este año. Luego de varias negociaciones y su posterior tratamiento legislativo provincial, el Gobierno del Chubut y CAPSA sellaron un nuevo compromiso de inversiones que resulta de gran importancia en un contexto delicado para la industria en la cuenca del golfo San Jorge. La inversión inicial de CAPSA ronda los 130 millones de dólares y en 2019 ascenderá a 195 millones de dólares, garantizando así la estabilidad para

400 operarios, además de extender la influencia de esta empresa en la región. La operadora es más conocida por su trabajo en el yacimiento Diadema, sus inversiones en hidrógeno y la apuesta a la energía eólica. El gobernador chubutense Mariano Arcioni remarcó que con la firma del acuerdo de cesión del área Pampa del Castillo a CAPSA, la petrolera del Grupo Capex impulsa la reactivación de un yacimiento que estaba parado -Enap Sipetrol invirtió en el saneamiento ambiental, pero ya se había desentendido de la producción-. “En este yacimiento casi abandonado estamos anunciando una inversión hasta 2026 de 195 millones”, indicó el gobernador y reveló que en lo inmediato “se van a subir equipos de perforación y ya están haciendo exámenes preocupacionales”. Arcioni manifestó que es un logro

que “no se hace con débiles, se hace con firmeza, con responsabilidad, con convicción. Y vamos a seguir apostando. Hoy la provincia del Chubut va a tener más regalías y nosotros como gobernantes vamos a tener la responsabilidad de seguir administrándola como corresponde, con honestidad y transparencia”. Por su parte, el director ejecutivo de Capex, Sergio Raballo, resaltó el esfuerzo del Ministerio de Hidrocarburos de Chubut y las autoridades de Petrominera, “que a través del trabajo y la preparación de toda la documentación permitieron que la Legislatura votara y se llegara a este día”. Raballo consideró que “este accionar y la firme convicción de la Provincia, a través de su Poder Ejecutivo y de los Sindicatos, le permitirá al sector privado venir con inversiones nuevas”.

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OBJETIVO Los equipos que dispondrá CAPSA en el área serán un perforador, seis equipos de workover y dos equipos de pulling. El objetivo impuesto para el mediano plazo es incrementar la producción del área hasta unos 900 metros cúbicos diarios, encontrándose actualmente por debajo de los 600 m3/d. En total, CAPSA proyecta contar con cuatro pozos exploratorios y alcanzar 35 nuevas perforaciones para incrementar la producción de Bella Vista Oeste. Además de la terminación de 24 pozos que habían sido iniciados y no completados por el anterior operador. El acuerdo de cesión del área Pampa del Castillo-La Guitarra contempla un contrato de Unión Transitoria de Empresas (UTE) entre Capex Socie-

dad Anónima y Petrominera Chubut Sociedad del Estado para la explotación hidrocarburífera. Petrominera conserva el 5% del área de concesión y Capex reactivará las inversiones comprometidas por el anterior operador Enap Sipetrol. En ese marco, el nuevo operador hará efectivo un plan de inversiones por 195 millones de dólares en el período comprendido entre 2018 y 2026. Este nuevo acuerdo de explotación apuesta a potenciar la producción, a partir de un plan de perforación e incorporación de nuevas tecnologías para la recuperación y exploración del área. En enero, el Gobierno del Chubut y CAPSA habían firmado la prórroga por seis meses para la recuperación y operación de CAPSA en el yacimien-

to de Bella Vista Oeste. En julio de 2017, esa área tuvo producción cero sufriendo además un deterioro a raíz del temporal en Comodoro Rivadavia, con caminos intransitables, ductos e instalaciones dañados, sin electricidad ni gas y con 40 trabajadores cesanteados por la operadora Sinopec. Petrominera se hizo cargo hasta la firma del primer acuerdo de reactivación con la empresa Interenergy en un difícil contexto para la industria debido a la baja en el precio internacional del barril de crudo. La recuperación e incremento de la producción demandó una inversión inicial de 1,2 millones de dólares. En los primeros cinco meses se recuperaron los valores de producción anteriores al temporal y actualmente produce 120 metros cúbicos día superando la expectativa inicial que alcanzaba el 11%.

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El Puerto de Comodoro se prepara para asistir en la exploración del Mar Argentino Una Licitación Pública Nacional e Internacional adjudicará permisos de exploración offshore en aguas del Océano Atlántico.

a Secretaría de Energía de la Nación convocó a un concurso público internacional para la búsqueda de hidrocarburos y eventual explotación en áreas hidrocarburíferas ubicadas off shore en aguas del Océano Atlántico. En ese contexto, en el Puerto de Comodoro Rivadavia el objetivo es brindar la mejor asistencia a las empresas que trabajen en el Mar Argentino, de la misma forma que contribuyó en otro sector energético como fueron las instalaciones de los parques eólicos. La convocatoria licitatoria era esperada por el sector petrolero nacional e internacional luego de que el Gobierno nacional instruyera en octubre a la cartera que dirige Javier Iguacel para que hiciera el llamado y adjudicara los permisos de exploración correspondientes, lo cual se efectivizará, según el cronograma previsto, el próximo año.

»» Favio Cambareri, administrador del Puerto de Comodoro Rivadavia

La Secretaría de Energía del Ministerio de Hacienda convocó a la búsqueda costa afuera en la plataforma continental argentina con el objetivo de ampliar las fronteras de exploración de hidrocarburos en Argentina y así incrementar la producción para asegurar el abastecimiento. La convocatoria publicada en el Boletín Oficial se realiza a través del “Concurso Público Internacional

Costa Afuera N° 1” de la Resolución 65/2018. Los permisos de exploración abarcan alrededor de 200.000 kilómetros cuadrados, representan un total de 38 bloques a adjudicar y conciernen a las cuencas Austral Marina, Malvinas Oeste y Argentina Norte. Los concesionarios de explotación que hubieran obtenido una concesión de explotación abonarán regalías (entre 5% y 12% en

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función del grado de desarrollo de los respectivos proyectos), sobre la producción obtenida. También se señaló que la Plataforma Continental Argentina y las distintas cuencas exploratorias que la integran se encuentran subexploradas y con menos de 1% de la superficie concesionada. El offshore argentino es uno de los espacios más extensos con potencial de recursos hidrocarburíferos a nivel global. Sin embargo, está poco explorado en comparación con regiones de similar tamaño y potencial, lo que configura una oportunidad para la atracción de inversiones ya que genera gran expectativa en las empresas por su similitud con el Pre-Sal brasileño o la costa de Guyana. En forma complementaria, la exploración de la plataforma marítima posibilitará recabar información en materia de actividad sísmica de las áreas correspondientes. LOGÍSTICA OFFSHORE Esta medida genera expectativas en la cuenca del golfo San Jorge;

es que el Puerto de Comodoro Rivadavia se posiciona como un punto de referencia para esta actividad. Así lo explicó su titular Favio Cambareri quien detalló que, desde que se conoció la disposición del Gobierno nacional, al menos 15 empresas se mostraron interesadas. Cambareri manifestó que hay varias áreas de interés sobre todo las cercanas a las Islas Malvinas “dentro del mar que es jurisdicción nacional”. “El Puerto de Comodoro fue base de exploración offshore en 2013 y tenemos experiencia en este tipo de actividad. Hay situaciones que tienen que ver con el hecho de que la ciudad es cabecera de la industria petrolera y la experiencia del puerto, nos posiciona como el puerto más preparado para este tipo de actividad. Tenemos expectativas de que sea una de las actividades principales a futuro”, aseguró. “Tendremos una reunión con las empresas petroleras para tratar las líneas de cabotaje, y hacer el contacto para trabajar con los

proyectos de línea logística de los proyectos offshore”, manifestó el funcionario. “La idea es adaptar el puerto para este tipo de actividad. La perspectiva es que comience a funcionar una línea de cabotaje, todavía no puedo precisar la fecha pero todo indica que sería el año que viene. No quiero hacer un anuncio pero se trabaja con esa proyección”, afirmó el administrador del Puerto de Comodoro. Es que el Gobierno nacional realizó la apertura de presentación de antecedentes para el listado, así como la compra de claves de acceso a la Base de Datos Digital y su apertura, se efectuarán hasta el 14 de febrero. Mientras que las ofertas serán abiertas el 14 de marzo y las resoluciones de adjudicación de áreas se publicarán el 15 de abril. Así, la publicación de resoluciones de otorgamiento de permisos será el 15 de julio y las compañías adjudicatarias obtendrán el título definitivo 15 días después de logrado el permiso.

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La cuenca del golfo San Jorge podría contar con su propia “Vaca Muerta” Surge de la investigación exploratoria en la zona, difundido por especialistas en el marco de un encuentro con el IAPG.

partir de los informes producidos por el Advanced Resources International para el Departamento de Energía de Estados Unidos (EIA), Argentina cuenta con importantes reservorios de shale gas y shale oil. Si bien la estrella es Vaca Muerta, siendo la formación más investigada fuera de tierra estadounidense, la cuenca del golfo San Jorge tiene oportunidades. En shale, San Jorge representa 28% de los recursos de gas de Vaca Muerta y 4% de petróleo. La cuenca del golfo San Jorge podría albergar un reservorio de gas no convencional de gran magnitud, revelaron especialistas reunidos en un pre-encuentro del Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos, que posteriormente se concretó en Mendoza.

» » “Por ahora las inversiones van a donde es más seguro, y por eso Vaca Muer ta todavía le va a ganar a otras posibilidades”.

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Las investigaciones exploratorias se mantienen y hay intercambio de experiencias técnicas con la experiencia de la cuenca Neuquina. El presidente del comité organizador del encuentro, Ricardo Manoni, reconoció la posibilidad técnica de hallar nuevos recursos, durante una presentación realizada junto al titular del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), Ernesto López Anadón. En este marco, Manoni, jefe de Calidad en la gerencia de NegocioExploración de YPF, aseveró: “estamos hablando tanto de shale (gas de esquisto) como de tight (gas comprimido), ya que depende de la profundidad de las perforaciones”. “Las compañías hemos hecho una gran experiencia en cuanto al desarrollo masivo del shale en Vaca Muerta, que originalmente era productora de petróleo en pequeña escala, sin estimulaciones hidráulicas (fracking)”, destacó Manoni. “El cambio de la magnitud de las operaciones determinó un aprendizaje que no sólo fue valioso en Vaca Muerta, que es la estrella”. “Esa misma disponibilidad de equipos, esos mismos costos más accesibles, esa misma técnica apli-

cada a tight, en reservorios que son cerrados y tienen microporosidad, han sido un aporte tanto para petróleo como para gas”, precisó el especialista. “Eso ocurre tanto en la cuenca Neuquina como en el golfo San Jorge; entonces, estamos aprovechando esa experiencia para optimizar la producción”, añadió. Aclaró, de todos modos, que “es difícil comparar Vaca Muerta con cualquier otro reservorio porque fue perforada desde hace muchos años, por lo que nosotros preferimos tomar la experiencia técnica de ese tipo de roca y trasladarla a otro tipo para optimizar el petróleo y el gas, y aunque no sea de la magnitud de Vaca Muerta, seguramente va a sumar”. RECURSOS SHALE Chubut tiene una experiencia en no convencionales con el pozo Ch.E.xp 914, en el yacimiento del mismo nombre operado por YPF. La ex presidenta Cristina Fernández de Kirchner inauguró la perforación en febrero de 2013, que llegó hasta la formación Pozo D-129. En 2014, el entonces presidente y CEO de YPF, Miguel Galuccio, presentó los resultados de aquel

proyecto: para llegar a la D-129 se perforaron 363 metros de la formación a una profundidad de 3.591 metros y el pozo comenzó con 50 metros cúbicos por día de petróleo y 12.000 de gas. El dato fuerte de aquel informe es que El Trébol XP-914 arrojó un crudo de 39 API, el de mejor calidad de la cuenca donde el promedio es 24. En el marco del encuentro de especialistas, López Anadón recordó que el 40% de la producción total de gas es en la actualidad de origen no convencional, y se divide en mitades entre shale y tight. “Este último es el de mayor producción en Estados Unidos, pero en la Argentina todavía no se exploró mucho y por eso hay más conocimiento de cuáles son los recursos de shale”, acotó el titular del IAPG. “En la Argentina tenemos muchas cuencas con esas características, aunque quizás no en el tamaño de Vaca Muerta”, aseguró Manoni. “Todo está aún en etapa exploratoria y debe establecerse la fracturabilidad de la roca como para que los pozos puedan ser explotados económicamente. Por ahora las inversiones van a donde es más seguro, y por eso Vaca Muerta todavía le va a ganar a otras posibilidades”, dijeron los especialistas.

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El plan con el que YPF quiere aumentar la producción en Chubut y Santa Cruz La operadora instalará tres nuevas plantas modulares para la inyección de polímeros; una ya está en Manantiales Behr y otras dos en el norte de Santa Cruz.

PF anunció su plan de inversiones para los próximos cinco años donde estipula recuperar la actividad en la cuenca del golfo San Jorge a partir del objetivo de reducir el declino de producción de yacimientos maduros, con una fuerte inversión en recuperación terciaria, mediante el uso de polímeros, a partir del piloto exitoso que se ha aplicado recientemente en Manantiales Behr. El plan 2019-2023 de la operadora bajo control del gobierno nacional apuntará a incrementar en un 55% su producción de petróleo en los próximos cinco años donde parte de la estrategia está basada en mejorar la productividad de los yacimientos convencionales y de alta madurez de la cuenca del golfo San Jorge.

La medida incluye la inyección de polímeros, productos químicos que permiten mover el petróleo adherido a la roca cuando la inyección de agua ya no es suficiente para recuperar esa dinámica; se apunta a mejorar el factor de recupero en un 11% (actualmente se ubica en torno al 20%), lo que permitirá mejorar fuertemente

la producción. “La mitad de los recursos maduros está en la cuenca del golfo San Jorge y a raíz de los buenos resultados obtenidos, hemos decidido comprar 20 nuevas plantas modulares (para la inyección de polímeros) y ‘deriskear’ (medir el riesgo geológico) de todos los proyectos maduros que tenemos

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en el resto del país”, sostuvo el vicepresidente ejecutivo de Upstream de la operadora, Pablo Bizzotto. El plan se iniciará en Chubut y Santa Cruz, ya que las tres primeras plantas comenzarán a trabajar en esta cuenca, de las cuales una se ubica en Manantiales Behr y otras dos en el norte de Santa Cruz. Además, se prevé contar con un nuevo centro de monitoreo en Manantiales Behr, que permitirá el control y telemedición en tiempo real de 20 equipos de pulling en forma paralela, lo que permite “una mejora en la eficiencia en base al mejor entendimiento del subsuelo”. INVERSIONES En Santa Cruz se espera que la inversión sea más alta de lo fue el año pasado recordando que en los últimos años se produjo una baja importante de la actividad de perforación, donde se pasó de operar 14 equipos a dejar en cero la actividad. En este sentido, Bizzotto detalló los planes que tiene YPF para San-

ta Cruz. “No tiene que ver con la perforación, sino con un desarrollo de la recuperación terciaria y con una mejora de los resultados de la recuperación secundaria. La mitad de las 20 plantas de polímeros que estamos comprando va directamente a la cuenca San Jorge y la mayoría irá a Santa Cruz, con una inversión muy grande. Va a tomar más tiempo, no es como el shale que produce de inmediato y luego declina también rápido, acá son años de respuesta,

pero claramente lo que vemos es un rejuvenecimiento de la cuenca a través de la terciaria”, consideró. En ese marco, también explicó que algunos de los nuevos proyectos (hoy se mantienen dos equipos perforadores y uno de guía) se pudieron impulsar en base a la ley que permite aplicar regalías diferenciales, pero actualmente esto se ha normalizado porque los precios del crudo superan el umbral aplicable para ese beneficio.

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Con nuevas perforaciones, se busca reactivar al norte de Santa Cruz Las operadoras Pan American Energy y Sinopec realizaron pozos que contribuyeron a la reinserción de petroleros al campo.

a zona santacruceña de la cuenca del golfo San Jorge tiene nuevos perforadores trabajando con el objetivo de reactivar la industria, que al igual que el lado chubutense viene con signos alicaídos. Desde el ámbito sindical han destacado las recientes inversiones, luego de un año de permanentes negociaciones con las operadoras petroleras. El secretario general del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Llugdar, valoró la subida de los perforadores, uno por parte de Pan American Energy en la zona de Koluel Kaike, cumpliendo así un acuerdo que comenzó a gestarse a principios de año. En tanto, Sinopec suma un perforador y un equipo de workover. “La cantidad de Equipos que hemos llegado a tener en el Yacimiento a finales de 2017 fue algo caótico, por

eso decimos que no estamos ajenos a esto y lo hemos sufrido también en Chubut”, analizó Llugdar. “Nosotros tuvimos por parte de Pan American Energy una presentación en la que se mostraban interesados en explotar el tema del gas en la costa de Caleta Olivia. Lamentablemente no se pudo avanzar en ese proyecto, que era importante porque le iba a dar actividad

al puerto”. “Desde el Gobierno provincial no se hizo nada, entonces estas son las cuestiones donde no hay que echarle la culpa a nadie, me refiero a los factores externos. El inconveniente lo tenemos nosotros en la provincia de Santa Cruz, por lo que hay que ver bien estas cosas donde gran parte de

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los problemas los debemos resolver entre los santacruceños”, dijo el líder jerárquico. “Eso no se hace de un día para el otro, porque si uno no da respuestas en el momento adecuado, tal vez para los inversores eso deje de ser un negocio, y ese plan de inversiones que tenían previsto hoy en Caleta Olivia o en la provincia, lo terminaron haciendo en México”, añadió.

destacó la importancia de trabajar en conjunto para lograr el desarrollo productivo. “El equipo no son los fierros, el equipo es el grupo humano que hace que funcionen las máquinas en un marco de solidaridad, esfuerzo y unión para sacar la actividad adelante”, manifestó el titular del gremio. Además, Vidal destacó la importancia de la apertura de nuevos puestos

laborales de manera indirecta, a través del mayor movimiento económico que se genera en la región. En este sentido, el dirigente adelantó que avanzan las gestiones para poner en marcha “un trabajo de exploración en el sector de CGC, en el sur de la provincia con Sipetrol e YPF con una actividad que durará siete meses y generará 300 puestos de trabajo”.

En tanto, el plan de Sinopec consiste en operar dos de los cuatro pozos comprometidos para reactivar la industria en la zona norte de Santa Cruz. Esto permitió la reinserción de más de 500 trabajadores del sector. Así lo informó el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Santa Cruz, Claudio Vidal: “la puesta en funcionamiento de un equipo perforador genera más puestos de trabajo no sólo para los petroleros, sino para toda la actividad que rodea a la producción”. El petrolero santacruceño Vidal

»» Llugdar valoró la suba de perforadores en el norte santacruceño.

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“La seriedad y el compromiso son fundamentales para mantener el rumbo”

l Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Llugdar, puso en valor las responsabilidades múltiples de Comisión Directiva y Cuerpo de Delegados, tras la exitosa 9° Asamblea Anual Ordinaria, pese al difícil contexto que envuelve a la industria, sosteniendo la Institución un ritmo incesante de obras en toda la región y brindando dignidad al Petrolero Jerárquico. “Comisión y Delegados hemos pasado diferentes circunstancias: buenas, regulares y difíciles, pero siempre saliendo adelante”, aseguró el líder sindicalista, valorando que “todos estuvieron a la altura de los acontecimientos en el marco de su responsabilidad en cada lugar de trabajo”. El dirigente, trazó un pequeño análisis de la actualidad del sector: “estamos en un momento donde la

»» José Llugdar, secretario general del Sindicato Petrolero Jerárquico.

actividad se está normalizando, hay un avance muy significativo en Santa Cruz, sobre todo en la zona sur; se estabilizó también la perforación en

Tierra del Fuego y en Chubut se han mantenido prácticamente los programas de perforación. Eso responde a un trabajo que se hace día a día”.

Apoyo contundente en la Asamblea de la Mutual La entidad que preside el propio secretario general del Sindicato, aprobó por unanimidad a comienzos de octubre su ejercicio económico N° 8. “Tenemos las cuentas claras, no hemos mermado la actividad. Río Gallegos tiene una obra de las mismas dimensiones que tenemos hoy en Caleta Olivia, y más metros todavía. Ojalá podamos hacer allá la próxima Asamblea del Sindicato”, manifestó Llugdar.

“Creo que no hay nada mejor que estemos juntos, tal vez inaugurando una casa nuestra, de los compañeros”, agregó sobre la realidad conjunta de ambas instituciones, destacando el trabajo de Villegas como presidente de la Comisión de Vivienda; junto con el tesorero Daniel Mancuello; y la difusión que se brinda desde la Secretaría de Actas, Prensa y Propaganda conducida por David Klappenbach.

Del mismo modo, puso en valor las acciones de todo el equipo mutualista y en particular de la rama femenina, con las delegadas Bárbara González y Gloria Barrionuevo, comprometiéndose todos a seguir trabajando para el socio y el afiliado; siempre en una misma línea en la que a todos aquellos que han confiado y aún confían, se les pueda seguir brindando beneficios.

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SerTec, sinónimo de calidad y responsabilidad en el golfo San Jorge

a empresa que brinda servicios de calefacción y aire acondicionado se caracteriza por sus trabajos distinguidos hace 25 años por su calidad, responsabilidad y compromiso. La compañía busca continuar creciendo a través de las certificaciones internacionales. Sertec Termomecánica SRL nació hace 25 años en Comodoro Rivadavia de la mano de Rafael Gatica, Hugo Ruiz y Eduardo Acosta. Los fundadores de una de las empresas más reconocidas en la región por brindar servicios de calefacción y aire acondicionado, comenzaron en el rubro cuando fueron indemnizados de una compañía que se dedicaba a realizar trabajos en termodinámica. “El dueño de la empresa decidió vender y nos ofreció darnos herramientas y que nos quedáramos con la cartera de clientes como pago de la indemnización. También logramos quedarnos con dos automóviles”, sostuvo Gatica. Los primeros años de Sertec estuvieron marcados por el trabajo sin descanso. Trabajando de lunes a lunes, los socios comenzaron a desempeñarse en el patio trasero de la casa de uno de ellos. La calidad, responsabilidad y compromiso en cada uno de sus trabajos les permitió hacerse conocidos en la cuenca del golfo San Jorge. El arduo trabajo comenzó a brindar sus frutos permitiendo instalarse en su primer local ubicado en Mendoza y Entre Ríos. “Crecimos mucho y nos permitíamos tomarnos hasta un mes de vacaciones cada uno. Un día empezamos a pensar que teníamos que hacer algo para continuar el ritmo de trabajo durante el verano. Así fue como trabajamos con unas casillas de radio para los yacimientos que hoy opera PAE (Pan American Energy). Esos primeros años fueron de mucho

»» Rafael Gatica, uno de los socios de la firma.

trabajo”, consideró Gatica. El crecimiento de la empresa ha permitido que se desempeñen un total de 16 personas. Seis de ellas se dedican a realizar mantenimiento de calefacción y aire acondicionado, y otros cuatro desarrollan tareas de cloacas y gas. Mientras que dos personas están dedicadas íntegramente a realizar tareas de odorización, un compuesto químico volátil, de olor característico, que es introducido en un gas combustible para actuar como un indicador de posibles fugas. Este equipo permite realizar trabajos para la industria petrolera como PAE y Tecpetrol, mineras, gas y comercio en general. Además, Sertec es uno de los proveedores del Gobierno de Chubut y el de Santa Cruz por lo que una de sus tareas principales es encargarse de 38 escuelas de la región.

Su reputación entre las distintas compañías de la cuenca del golfo San Jorge le ha permitido trabajar con la minera Cerro de Vanguardia y encarar dos nuevos proyectos con otras empresas dedicadas a esta actividad. Sin embargo, Gatica, Ruiz y Acosta continúan trabajando para mejorar cada vez más el servicio. “Para el futuro esperamos mantener el ritmo de trabajo pero lo que más estamos buscando es realizar alguna certificación como una ISO que deja constancia de la calidad de los trabajos”, manifestó Gatica. Lo cierto es que Sertec continúa creciendo con pasos seguros y en su local ubicado en 13 de Diciembre 435 llegan clientes cada día para solicitar su servicio que es reconocido por las grandes compañías de la cuenca del golfo San Jorge.

Cuenca Austral

// Argentina volvió a exportar gas a Chile tras una década // Santa Cruz promociona el área Paso Fuhr // ROCH revela su estrategia en la cuenca Austral

CUENCA AUSTRAL

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Desde la cuenca Austral, se volvió a exportar gas a Chile después de más de una década El primer envío salió de esta región con destino a Chile, país con el que Argentina estableció acuerdos de integración energética. Otra venta se concretó un mes después desde Neuquén.

l Gobierno nacional autorizó en septiembre de 2018 a tres empresas a exportar gas después de once años, en una maniobra que se concretó desde la cuenca Austral hacia Chile. El segundo envío de gas al país trasandino fue en octubre y fue la primera que se realizó desde la cuenca Neuquina gracias al excedente que otorgó Vaca Muerta. Las exportaciones se habían suspendido en el 2007 debido a un déficit en el mercado interno. Más de una década tuvo que pasar para que Argentina volviera a exportar

»» Susana Jiménez, ministra de Energía de Chile junto a Javier Iguacel.

gas a Chile. La espera terminó cuando el 24 de septiembre la Secretaría de Energía de la Nación, a cargo de

Javier Iguacel, autorizó a las empresas Total Austral, Pan American Sur y Compañía General de Combustibles

(CGC) a exportar gas al país trasandino, en el marco del nuevo procedimiento de exportaciones, que está vigente a partir de este año. La posibilidad de retomar las exportaciones de gas a Chile se debe a los “excedentes de producción de gas natural generados a partir de las políticas llevadas adelante en los últimos años en materia de incentivos a la producción”, explicaron desde la Secretaría de Energía. La firma Methanex Chile fue la compradora y las cantidades autorizadas para cada exportación son de 750 mil metros cúbicos por día y por un volumen total de más de 479 millones de metros cúbicos. En todos los casos, los envíos serán «interrumpibles» y por un periodo que se extiende hasta el 1 de junio de 2020. La Secretaría de Energía de la Nación firmó las resoluciones 10, 11 y 12/2018 el viernes 21 de septiembre y autorizó así las primeras exportaciones de gas natural a Chile. Pero en los escritorios de la Subsecretaría de Hidrocarburos ya había otros ocho

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pedidos de exportación, algunos de ellos desde Vaca Muerta. Así es que la segunda exportación de gas a Chile se produjo el 22 de octubre cuando Nación autorizó a CGC a realizar una venta al mercado externo, teniendo esta operación como particularidad que fue la primera que se realizó desde la cuenca Neuquina, la zona hidrocarburífera que alberga

la formación Vaca Muerta. “Gracias al incremento de un 200% en la producción de gas estamos logrando revertir nuestro déficit energético y posicionar a la Argentina como un exportador de hidrocarburos, lo que aportará mayores divisas a nuestro país y nos permitirá ir reduciendo el costo interno de nuestra energía”, manifestó el secretario de Energía,

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Javier Iguacel. “En sólo tres años de gestión, estamos transformando la energía del país pensando a largo plazo, en el futuro. Tenemos una de las reservas más grandes en gas y petróleo no convencionales que aseguran energía para 365 años”, aseguró el funcionario del gobierno del Presidente Mauricio Macri. En esta oportunidad, el volumen máximo correspondiente es de 1.300.000 metros cúbicos por día de gas natural de 9.300 Kcal por metro cúbico con plazo hasta el 1 de mayo de 2019 con condición interrumpible en caso de necesidad de garantizar el abastecimiento del mercado interno. “Vaca Muerta es un recurso que está disponible para los pueblos hermanos y no hay ninguna razón para que no lo disfrutemos todos”, dijo Iguacel tras un encuentro con la ministra de Energía de Chile, Susana Jiménez, donde se siguió charlando de estos acuerdos de integración energética. Con esta segunda autorización,

quedan pendientes de autorización otros seis pedidos de exportación de diferentes empresas. Según se informó desde la Secretaría de Energía, las autorizaciones serán otorgadas en la medida que no

se afecte la seguridad del abastecimiento del mercado interno, tal cual establece el régimen de exportaciones. Mientras que la información que presenten las empresas para obtener las autorizaciones deberá ser pública.

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Cómo es la estrategia de ROCH para seguir creciendo en la cuenca Austral La compañía descubrió crudo de la misma calidad del Medanito y tiene intenciones de aumentar su producción de gas. Entrevista de Anuario Petrolero con el vicepresidente de ROCH, ingeniero Juan Carlos Rodríguez

a producción de petróleo en la cuenca Austral se mantiene creciente y ROCH tuvo mucho que ver en el último año. ¿El compromiso de inversiones seguirá firme? Desde el año 2005, en que se conformó la actual distribución societaria en la UTE propietaria de las concesiones, Roch y sus socios han venido invirtiendo continuamente en estas áreas en registración y reprocesamientos de sísmica 3D, en exploración de nuevos prospectos y en el posterior

»» Ingeniero Juan Carlos Rodríguez.

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desarrollo de los descubrimientos efectuados. Es de destacar que casi la totalidad de esos esfuerzos de inversión estuvieron direccionados a la formación Springhill, natural productora de esta cuenca y el fluido manejado fue fundamentalmente gas con condensados asociados. Se efectuaron importantes descubrimientos de yacimientos gasíferos, como Los Patos y Los Flamencos entre otros, que incrementaron considerablemente la producción del consorcio durante varios años. En función de las experiencias observadas en concesiones continentales de la cuenca Austral, Roch efectuó en años anteriores varios estudios y proyectos destinados a evaluar la Serie Tobífera, sin conseguir los resultados positivos que se esperaban. La irrupción de este descubrimiento de petróleo de la Serie Tobífera efectuado en la concesión Angostura ha dinamizado eficientemente el círculo virtuoso de la industria, en el que se generan nuevos ciclos de estudio, investigación, inversión y desarrollo. Sin duda, esto ha renovado el compromiso de inversión que el consorcio ha tenido y tiene respecto a estas concesiones en la provincia de Tierra del Fuego.

- ¿Qué expectativa tienen con el pozo en San Martín? ¿La calidad del crudo está al nivel del Medanito? El yacimiento San Martín, en el cual se ha efectuado el descubrimiento de petróleo, produce de la Serie Tobífera. En este tipo de reservorios, es bastante difícil predecir con certeza los parámetros petrofísicos y los mecanismos de producción y de movimiento de los fluidos. A veces son necesarios muchísimos estudios y evaluaciones y no siempre se logran todas las precisiones esperadas. Es por eso que, con el nivel actual de conocimientos del proyecto, somos bastante cautos con nuestras expectativas. Se ha trazado un plan de trabajos y evaluaciones que venimos cumpliendo y un plan de desarrollo que se irá realimentando de los resultados que se van obteniendo. Afortunadamente, podemos decir que hasta ahora, los resultados que hemos obtenido están siendo superiores a nuestras expectativas. Respecto a la calidad del crudo de San Martín podemos decir que es comparable con el crudo Medanito atendiendo a su rango de densidades. Desde el punto de vista comercial no es completamente comparable ya que tiene un conte-

nido de impurezas un poco mayor. - ¿ROCH seguirá investigando el potencial de la formación Jurásico Tobífera? La Serie Tobífera es un legado de los tempestuosos finales del período Jurásico, donde la actividad volcánica fue muy importante en la zona donde está emplazada esta cuenca. Está conformada por material volcaniclástico que se ha depositado y enfriado sobre la corteza terrestre, generando un medio altamente heterogéneo desde el punto de vista litológico y muy variado en cuanto a sus condiciones para ser reservorios de hidrocarburos. Es por eso que esta formación se encuentra prácticamente en toda la cuenca y es la base (paleorrelieve) sobre la cual se depositaron las arenas de la formación Springhill, principal productora y de excelentes productividades de gas y petróleo en los yacimientos de Tierra del Fuego, Santa Cruz, la plataforma del Mar Argentino y de la zona vecina de Chile en el continente y en la Isla. El descubrimiento de un yacimiento de petróleo en la Serie Tobífera de excelentes productividades, como es el San Martín, nos indujo a revisar nuestros trabajos anteriores

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y orientar gran parte de nuestros esfuerzos actuales en evaluar todo lo relacionado con esta formación. Como resultado de este cambio de visión, estos días hemos efectuado un trabajo de completación de un pozo en el Yacimiento Los Flamencos Este donde se ha ensayado y conectado el sistema de acondicionamiento y venta, una importante producción de gas y condensado, provenientes de dicho reservorio. Es importante remarcar que el yacimiento Los Flamencos Este forma parte del yacimiento Los Flamencos, que es una importante unidad de producción de gas, de la formación Springhill. El pozo mencionado había sido postergado porque n o s e e n c o n t r ó l a Fo r m a c i ó n Springhill y la recompletación fue hecha incorporando la formación Tobífera, la que resultó con muy buena productividad. Este descubrimiento de gas en Tobífera, se suma al de petróleo en San Martín y nos alienta en gran medida para reestudiar y evaluar todos los prospectos de Tobífera similares que se identifiquen en estas concesiones. - ¿La compañía tiene intenciones de intensificar la producción de gas y exportar como ya lo están haciendo otras firmas en la cuenca Austral? Las producciones de gas en

nuestras concesiones últimamente han venido declinando ante la disminución de incorporación de nuevos proyectos gasíferos, luego de más de 10 años de inversiones dirigidas al desarrollo de los recursos encontrados. La aparición de gas en Tobífera es un aliciente fundamental para nuestras expectativas de mejorar nuestra producción de gas. Tenemos indicios claros que la concesión Angostura sería productora de petróleo en Tobífera pero en las otras dos concesiones que operamos, Las Violetas y Río Cullen, serían productoras de gas. Este descubrimiento en Los Flamencos Este estaría confirmando nuestras hipótesis, y seguiremos trabajando en los otros proyectos de gas que tengamos o que se identifiquen. Por lo tanto, creemos que nuestra producción gasífera volverá a aumentar y en la medida de lo importante que sea ese incremento de producción podremos cumplir todos nuestros compromisos con el mercado interno y eventualmente podrá exportarse en caso de que haya excedentes. - ¿Cuáles son los planes de ROCH en la cuenca Austral y otras para los próximos años tanto en gas como petróleo? Nuestro propósito actual en la cuenca Austral es reevaluar todos los proyectos de la Serie Tobífera

estudiados o en cartera como así también incorporar todos aquellos prospectos que vayan identificándose en el transcurso de los estudios planeados. Si bien no se descartan los prospectos y trabajos identificados para la formación Springhill, los que irán desarrollándose paralelamente; en los próximos dos o tres años le daremos fuerte impulso a todo lo relacionado con la recolección de información primaria, análisis y evaluaciones técnicas y perforación exploratoria o de avanzada de proyectos de la formación Tobífera. Específicamente, el año entrante en nuestras concesiones de Tierra del Fuego nos concentraremos en continuar con la evaluación y delimitación del yacimiento San Martín mediante la ejecución de nuevos estudios y evaluaciones de Geología, Geofísica y Reservorios, y la perforación de uno o dos pozos de avanzada. Paralelamente se completarán las instalaciones de superficie necesarias para manejar las producciones de esta etapa de desarrollo del proyecto. Por otra parte, se espera efectuar registración de sísmica 3D en la Concesión Las Violetas y en la Concesión Angostura y la perforación de un pozo exploratorio en la concesión Río Cullen. Todos estos proyectos están enfocados en evaluar potenciales proyectos de gas en la formación Tobífera.

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ENAP se consolida en la cuenca Austral La compañía chilena comenzó con dos proyectos offshore en la provincia de Santa Cruz con el objetivo de incrementar su producción de crudo y gas natural.

uego de meses de negociaciones, ENAP Argentina vendió su participación en el yacimiento Pampa del Castillo, en Chubut, al Grupo Capex-Capsa, que tenía bajo su control desde 2001. Este desprendimiento del activo que tenía en la cuenca del golfo San Jorge permitió a la empresa estatal chilena de energía concentrar sus esfuerzos en el sur argentino. Es que esta operación es parte del Plan Estratégico que desarrolla la Línea de Exploración y Producción de ENAP en Argentina, y que busca potenciar sus capacidades productivas, aumentando su competitividad y los volúmenes de hidrocarburos que produce en el país. Esto reafirma los planes que tiene ENAP en la cuenca Austral, sobre todo en la provincia de Santa Cruz, “donde existe un robusto programa

de inversiones, como el Proyecto Incremental Área Magallanes (PIAM) en el área offshore de la boca oriental del Estrecho de Magallanes, cuya puesta en marcha oficial se realizó en abril de este año”, manifestaron desde la compañía. En este proyecto, la compañía chilena es socia de YPF, y el objetivo es incrementar la producción de crudo y gas natural. A esto se suma la ad-

quisición, en 2017, del Bloque Turbio Este, también en Santa Cruz. Ambos proyectos, cuya inversión bordea los 450 millones de dólares, convierten a ENAP en el principal operador offshore en Argentina. Los recursos obtenidos en esta transacción se utilizarán para mejorar la disponibilidad de caja de la filial argentina de ENAP, y serán destinados a apuntalar su crecimiento en el

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país vecino. “Con este nuevo hito, ENAP asegura la sustentabilidad de la empresa en el largo plazo en el país, incorporando nuevas fuentes de ingresos y potenciando la creación de valor de su actividad principal en la Cuenca Austral”, consideraron desde la compañía. A esto, ENAP unificó su marca global. Si en otros países, incluida Argentina, la empresa era conocida como Enap Sipetrol, desde 2018 el logotipo y nombre es el mismo con el que se conoce en Chile. “La modificación busca dar respuesta a los cambios estratégicos que impulsan a la compañía hacia el futuro, apuntalando las definiciones que guían a ENAP en su crecimiento. Se trata de una expresión que apuntala la identidad de la empresa como un actor clave en la integración y el desarrollo energético de la región. En este sentido, durante 2016 y 2017, ENAP

La actividad offshore tiene nuevo reglamento El Ministerio de Energía y Minería de la Nación resolvió la aprobación del “Reglamento para el Otorgamiento de Permisos de Reconocimiento Superficial en el Ámbito Costa Afuera Nacional” que le otorga un marco jurídico adecuado a la exploración y explotación de hidrocarburos, así como la investigación y el desarrollo de tecnologías geológicas que permitan acceder a un mejor desarrollo de la actividad exploratoria. Además, con el documento se busca maximizar la producción y disponibilidad de información geológica para las empresas que asuman los riesgos y las condiciones de exploración de las áreas hidrocarburíferas. Este marco jurídico es propicio para la obtención de mayor información geológica en el ámbito territorial marítimo -y su subsuelo submarino- perteneciente al Estado, incluyendo las cuencas Salado, Colorado, Valdés, Rawson, Argentina, golfo San Jorge, San Julián, Austral, Malvinas Occidental, Malvinas Norte y Malvinas Oriental.

realizó un proceso colaborativo para redefinir su propósito: ser una empresa articuladora de soluciones energéticas. Este proyecto incluyó no sólo la estandarización de la

imagen, sino también la construcción participativa de un nuevo logo, símbolo que representa los desafíos actuales y futuros de la compañía”, informaron.

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Creció la producción de petróleo en Tierra del Fuego La isla incrementó en un 44,1% su producción de petróleo en julio de 2018 contra el mismo mes del año pasado. En contrapartida, sufrió una baja en la producción de gas.

os datos de la Secretaría de Energía y Minería de la Nación reflejan que durante julio Tierra del Fuego aumentó su producción de petróleo en un 44,1%, con respecto al mismo mes del año pasado, con un volumen diario de 1.479 metros cúbicos. Mientras que el promedio del acumulado anual fue de 1.390 metros cúbicos día registrando un alza del 35,7%. Esto permite a la provincia más austral del país consolidar por séptimo mes consecutivo en el año su actividad hidrocarburífera concentrada en la zona norte, con la explotación de los principales yacimientos, donde resulta clave el súper pozo descubierto recientemente por la empresa ROCH, en el yacimiento Angostura, el cual arrojó una producción diaria de 330 metros cúbicos. Así, en el acumulado en los pri-

meros siete meses la producción de petróleo se expandió un 1,9%. En el caso de las principales empresas, creció la producción acumulada en YPF (0,9%), Pan American Energy (5,1%) y Petrobras (13,6%). A nivel país, en un relevamiento de las principales provincias productoras de hidrocarburos, la extracción de

petróleo mostró una suba de 2,2% interanual en julio, alcanzando 76.869 metros cúbicos por día. BAJA EN GAS Respecto a la producción de gas, en julio hubo un retroceso del 5,5% con un nivel diario de 12 millones 11 mil metros cúbicos; en tanto que en

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el acumulado anual, la producción promedio alcanzó los 11 millones 682 mil metros cúbicos diarios, representando esto una leve caída del 1,6%. Con la producción alcanzada en julio, Tierra del Fuego se ubicó como tercer distrito en la participación de la producción de gas, con un 9%. Por delante están las provincias de Neuquén con el 51%, Estado nacional con el 11%. Las jurisdicciones de Chubut con el 7%, Santa Cruz con el 8%, Salta con el 5% y Mendoza con el 4% son las otras provincias con participación importante en la producción gasífera, reveló la Secretaría de Energía. Según el informe de la Secretaría de Energía, la producción de gas continuó su tendencia positiva interanual, en un 7,1% en julio, esto se da producto de la mayor actividad que demostraron provincias como Neuquén, Santa Cruz y Río Negro.

presenta un 14,4% respecto de los 9,7 millones de metros cúbicos diarios de igual mes del año pasado. En mayo, la producción fue de 10,8 millones de cúbicos diarios, mejorando en un 7% los 10 millones de cúbicos diarios de igual mes del año pasado.

SANTA CRUZ SUR Tierra del Fuego comparte la cuenca Austral con el sur de Santa Cruz, una zona que ha tenido incrementos de producción gasífera. De hecho, que la producción de gas en Santa Cruz durante el mes de junio creciera un 15% con respecto a igual mes del año pasado, según datos del IAPG, se entiende por la cuenca Austral. La producción por día en el mes de junio de este año alcanzó los 11,1 millones de metros cúbicos, lo que re-

Los valores de este año superan incluso a los de 2014, cuando el promedio se ubicaba en torno a los 10,5 Mm3/d. En ese plano, claramente la mejora aparece por el lado de la cuenca Austral, que Santa Cruz comparte con Tierra del Fuego: mientras la producción diaria en junio de 2014 era de 28,3 millones de metros cúbicos de gas, en 2018 creció hasta los 33 millones de cúbicos por día, lo que significa un salto del 17%. En San Jorge, que integra al norte

de Santa Cruz con el sur de Chubut, se da la tendencia contraria. Mientras en junio de 2014 se llegaba a 14,4 millones de cúbicos diarios, en junio de este año se ubicó en 13,3 millones de cúbicos por día, lo que refleja una merma de casi el 8%. En lo que hace a petróleo, la producción se muestra en baja. En mayo fue de 14.353 metros cúbicos por día, es decir una caída de algo más del 8% respecto a la cantidad de petróleo que se producía en igual mes del año pasado, cuando se ubicaba en 15.626 m3/d. En junio, el volumen petrolero tuvo una leve mejora, ya que la producción diaria promedio fue de 14.521 m3/d, lo que significa una merma del 3,5% respecto a igual mes del año pasado.

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Santa Cruz promociona un área con potencial de gas no convencional El Instituto de Energía tiene plena confianza en Paso Fuhr en la zona santacruceña de la cuenca Austral.

l Gobierno de Santa Cruz comenzó la promoción de un área hidrocarburífera junto al Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG): Paso Fuhr. El Instituto de Energía de Santa Cruz, a cargo de Matías Kalmus, considera que esa zona tiene grandes oportunidades de producir gas no convencional. La presentación de los potenciales que encierra el área hidrocarburífera Paso Fuhr será ante “la mesa grande que componen la totalidad de las operadoras que se desarrollan a nivel nacional”, señaló el IESC, a través de un comunicado. En la presentación realizada en Buenos Aires, Kalmus expresó: “con este importantísimo evento, logramos acercar a Santa Cruz hasta el lugar donde se gestan las grandes oportunidades hidrocarburíferas, brindando transparencia y amplitud a la gestión provincial, con una propuesta seria de desarrollo como lo es el Área Paso Fuhr, poniendo bien en alto los recursos santacruceños desde un área poco explorada hasta la actualidad, pero sabiendo que ofrece grandes

expectativas de desarrollo”. Para finalizar, Kalmus destacó “logramos todo esto gracias a la labor del equipo de trabajo del IESC, al acompañamiento del IAPG y al apoyo de nuestra gobernadora Alicia Kirchner y del ministro de la Producción Leonardo Álvarez”. Por su parte, el gerente de Hidrocarburos del IESC, Juan Carlos Morales, manifestó que “Paso Fuhr será una muestra más de cómo se desarrollan los procesos licitatorios en la órbita hidrocarburífera santacruceña”, celebrando que “sin dudar del potencial de área, nos vamos a encontrar en las próximas instancias con algunas de las empresas que nos han escuchado”. En los últimos dos años se pudo concretar el 90% de los procesos

licitatorios de las áreas revertidas que tiene en su poder la provincia que administra Alicia Kirchner. En ese marco, durante este mes de septiembre esperan lograr la cifra máxima, entendiendo que el área Paso Fuhr presenta grandes oportunidades -principalmente gas y posibles yacimientos no convencionales- para quienes tomen la decisión de ofertar por ella. Paso Fuhr es un yacimiento que posee una superficie de 4.669 km2 y se ubica en la parte santacruceña de la cuenca Austral, colindante con la recientemente licitada y otorgada Tapi Aike. Posee en la actualidad un nivel de exploración inicial mediante sísmica 2D, albergando un importante número de interesados para su adquisición por una eventual futura explotación.

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Un antiguo pozo podría extender los límites petroleros del sur santacruceño El Galpón Norte x-1 cuenta con más de 25 metros cúbicos de crudo y podría contribuir a ampliar la frontera de la cuenca Austral.

l pozo El Galpón Norte x-1 está ubicado en el área Piedra Buena, cuyo permiso de exploración fue otorgado por el Instituto de Energía de Santa Cruz (IESC) a la empresa Compañía General de Combustibles (CGC) y las instalaciones petroleras más cercanas se encuentran en el yacimiento Ea. La Maggie, a unos 320 kilómetros de la locación. Esto significaría la posible expansión de los límites productivos de la cuenca Austral. “Durante el pasado mes de octubre, CGC ha intervenido el pozo en cuestión con un equipo de reparación e iniciado un ensayo extendido de producción para evaluar el potencial del pozo y la viabilidad de una operación tan remota y los resultados preliminares son alentadores con una producción de alrededor de 25 metros cúbicos de crudo”, explicaron

desde el IESC. “Esta intervención sienta un gran precedente y tiene para nuestra provincia un valor muy significativo por-

que estamos hablando de la primera manifestación concreta de desarrollo hidrocarburífero que trasciende alrededor de 100 km los límites de

la ‘frontera productiva’ de la cuenca Austral”, agregaron. El pozo El Galpón Norte x-1 fue perforado por la compañía Chevron San Jorge en el año 2001 y posteriormente ensayado en dos oportunidades; una durante el año 2002 y otra en 2004. Si bien en ese momento se tomó conocimiento de la existencia de petróleo de 42° API, su difícil ubicación en términos de logística y los bajos caudales arrojados por la perforación lo transformaron para la empresa en un desarrollo antieconómico, motivo por el cual fue declarado en abandono temporario. Desde el organismo de control de la administración de Alicia Kirchner señalaron que es crucial aumentar la cobertura sísmica del sector, seleccionar la zona más prospectiva y perforar otros pozos en el área, además de continuar avanzando en el desarrollo exploratorio del área. Es por eso que desde CGC se aseguró que se continuará con un plan de exploración en el bloque, ya que considera que el petróleo de El Galpón Norte x-1 puede ser parte de un sistema petrolero con más acumulaciones. Por su parte, el presidente del IESC, Matías Kalmus, sostuvo: “Santa Cruz se encuentra estos últimos años

atravesando importantes procesos licitatorios en la cuenca Austral y la cuenca del golfo San Jorge, fomentando la exploración y el desarrollo de áreas de frontera (procesos en los cuales han alcanzado un 90% de adjudicaciones), encontrándonos en la actualidad próximos a abrir el segundo llamado a licitación del Área

Paso Fuhr, ubicada en el sector occidental de la cuenca Austral”. Kalmus manifestó que Santa Cruz tiene mucho potencial y es necesario abrir el panorama para la oferta de la Formación Palermo Aike, que ha despertado el interés de numerosas compañías por lo que han presentado propuestas para su desarrollo.

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Echo Energy PLC descubrió un yacimiento de petróleo liviano La compañía británica anunció el descubrimiento en el marco de sus trabajos en territorio santacruceño.

l pozo EMS-1001, operado por la local Compañía General de Combustibles S.A. (CGC, del grupo América), fue perforado a una profundidad total de 2.460 metros en la formación Tobífera del Jurásico Superior, a través del cual se registraron importantes muestras de gas e hidrocarburos, comunicó la empresa Echo Energy desde Londres. Según la empresa, las evaluaciones preliminares han sido completadas y se puede interpretar que hay una importante cantidad de hidrocarburos entre los 1.722 metros y 2.220 metros en la formación Tobífera. Echo explicó que si ese volumen de hidrocarburos en esa sección es confirmada, se contaría con potencialidad para explotar el área. “Estamos encantados de que la interpretación inicial de nuestro tercer pozo sugiera un yacimiento

de petróleo liviano, material fácilmente transformable”, subrayó Fiona MacAulay, directora general de Echo, quien consideró que el hallazgo superó las “expectativas de alto riesgo”. MacAulay agregó que los resultados para este pozo son muy alentadores, en cuanto a volumen y calidad. La referente de la compañía ex-

plicó además que el siguiente paso son las pruebas para establecer la efectividad y rendimiento del yacimiento, y advirtió que cualquier conclusión antes de los resultados sería prematura. Tras el anuncio, las acciones de Echo Energy Plc en el mercado londinense se dispararon hasta en un 25%.

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En mayo pasado, la compañía anunció otro descubrimiento de gas en el inicio de la perforación del primero de los cuatros pozos de exploración consecutivos en la Fracción C de su concesión on shore, en la costa marítima de la provincia de Santa Cruz. Echo Energy inició la perforación del primero de los cuatros pozos de exploración consecutivos en la Fracción C de su concesión, en la costa marítima de la provincia de Santa Cruz. La Fracción C es el mayor de los activos de la compañía en la Argentina, que cubre un área de 5.288 kilómetros cuadrados en la cuenca Austral, a aproximadamente 60 kilómetros al noroeste de Río Gallegos. Echo Energy, fundada en 2005 y establecida en Londres, Inglaterra, es una compañía de exploración de gas de mediana capitalización que opera en América Central y Sur.

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Trabajan para extender la vida útil de Cerro Vanguardia El Gobierno de Santa Cruz y empresas privadas buscan alternativas para seguir prolongando su explotación. En el emprendimiento trabajan más de 1.200 personas.

l yacimiento minero Cerro Vanguardia, ubicado en proximidades de Puerto San Julián, en Santa Cruz, celebró los veinte años de la primera producción de metal doré, composición de oro y plata. Esta actividad permite brindar trabajo a más de 1.200 personas por lo que empresas privadas y el Ejecutivo santacruceño trabajan en alternativas para seguir prolongando la explotación del yacimiento. “Hacemos el mayor esfuerzo para darle viabilidad desde el punto de vista económico y vamos a tener en cuenta todas las variables para prolongar en el tiempo este proyecto”, subrayó el presidente de FOMICRUZ (Fomento Minero de Santa Cruz), Esteban Tejada, quien también valoró la manera sustentable con la que se trabaja en Cerro

Vanguardia. EMPLEO Y REGALÍAS En tanto, el gerente general de Cerro Vanguardia, Luis Rivera, manifestó que éste es un yacimiento “muy importante por varias causas, pero las principales son la generación de empleo y las regalías que

genera”. Rivera también manifestó que si bien la mina está llegando “a finales de su vida útil”, trajo tranquilidad al informar que “estamos trabajando para extender sus posibilidades y seguir explotando sus minerales”. “En esa iniciativa no sólo entran a jugar las cuestiones técnicas

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del yacimiento sino también las variables económicas del país y las internacionales”, aseguró y consideró que con FoMiCruz “vamos a continuar analizando todas las alternativas para darle continuidad a este emprendimiento”. NUEVOS DESAFÍOS En tanto, la gobernadora de Santa Cruz, Alicia Kirchner, aseveró que “Cerro Vanguardia es un orgullo para los santacruceños”, y destacó que ese enclave minero constituye “un emprendimiento que demuestra cómo se debe trabajar” y se desarrolla preservando el ambiente. En este marco, la mandataria anunció que el proyecto “tiene nuevos desafíos”, por lo cual “vamos a seguir apostando al futuro, no sólo por la producción sino también por la preservación de puestos laborales”. “Quienes tenemos y los que tendrán la responsabilidad de gobernar, debemos pensar a la provincia desde una visión de mediano y largo plazo, porque eso es lo que nos va a permitir tener proyectos sustentables en el tiempo”, consideró Kirchner. Es por eso que recordó que del total de trabajadores que se desempeñan en Cerro Vanguardia, un siete por ciento son mujeres. Además subrayó que el setenta por ciento de los empleados viven en Santa Cruz.

// La mayoría de los equipos están en Vaca Muerta // Fortín de Piedra: un récord de gas para Tecpetrol // PAE superó expectativas en Aguada Pichana Oeste // Río Negro agranda su mapa petrolero

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La mayoría de los equipos del país se concentra en Vaca Muerta La formación no convencional cuenta con la mayor cantidad de rigs en actividad de todo el país. Estiman que en 2019 sumará entre 15 y 20 torres más.

as miradas de las principales operadoras y del gobierno nacional están puestas en Vaca Muerta y los números que ya arroja la formación no convencional revelan que no es para menos. A los incrementos en la producción de gas y petróleo se suma también el hecho de que Vaca Muerta y la cuenca Neuquina concentran más de la mitad de los taladros que actualmente están en funcionamiento en el país. El funcionamiento de los rigs en todas las cuencas en producción de Argentina refleja el pulso del precio de los hidrocarburos a nivel mundial, mostrando marcadas caídas a la par de las depreciaciones del barril o incrementos como el que evidencia desde mediados del año pasado.

»» Pablo Bizzotto, vicepresidente de Upstream de YPF.

A mediados de este año en las cinco cuencas hidrocarburíferas del país eran 67 los equipos de perforación que estaban en acti-

vidad, de los cuales el 56% se encontraban en la cuenca Neuquina, es decir 38 de los 67. De esas 38 torres en actividad,

31 trabajaban con destino a la formación no convencional mostrando que a nivel país Vaca Muerta ya concentraba en mayo pasado el 46% de los rigs en funcionamiento. Un año atrás, en junio de 2016, la cuenca Neuquina tenía 31 equipos de perforación en actividad pero los precios internacionales a la baja se hicieron sentir. Apenas cuatro meses después la zona ya había perdido un rig y bajado a 30. A nivel nacional eran entonces 63 y 69 los taladros, respectivamente. El valor internacional del crudo siguió por entonces bajando y fue en febrero de 2017 que se dio uno de los peores períodos con 23 equipos en Neuquén y apenas 54 en todo el país. Pero el precio comenzó a recuperarse y para junio de 2017 la reactivación marcó que había 31 equipos en la zona y 60 en todas las cuencas de Argentina. En abril de este año la cuenca Neuquina incrementó un 11,7% la cantidad de rigs activos, y llevó

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al gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, a anunciar en tono exultante que “para el primer trimestre de 2019 esperamos sumar 18 equipos más”. Según el mandatario en 2019 Vaca Muerta podría llegar a los 54 equipos, la misma cantidad que todo el país tuvo hace apenas un año y medio. El ánimo era de triunfo dado que -tras los largos meses de caída en la actividad en abril de este año- se había alcanzado la mayor cantidad de equipos de los últimos dos años. El anuncio de Gutiérrez parece un tanto exagerado pero, en realidad, el gran salto que está a punto de darse se centra en los anuncios de inversión realizados por las operadoras, las que sumarán en el próximo año hasta 20 rigs más. La mayor parte de las nuevas torres corresponden a YPF dado que la petrolera de mayoría estatal planifica sumar entre 9 y 11 rigs

a sus desarrollos de La Amarga Chica, Bandurria Sur y en su desarrollo insignia, Loma Campana. Según precisó el vicepresidente de Upstream de YPF, Pablo Bizzotto, en La Amarga Chica se sumarían tres equipos; entre cuatro y cinco se incorporarían en Loma Campana y en Bandurria Sur serían otros dos más. La petrolera de mayoría estatal ya ensaya un sistema para utilizar dos torres por perforación (spuder rig) para intentar no sólo abaratar costos sino también optimizar el funcionamiento de los pocos equipos de más de 1.500 HP. Es que YPF posee actualmente 30 equipos en actividad en el país, de los cuales 20 se emplazan en la cuenca Neuquina y en los próximos meses podría elevar esa cantidad en un 50%. La compañía de mayoría estatal acaba de resolver adicionar una torre junto a su socio Chevron en el bloque Narambuena. En tanto

que en Bajo del Toro, junto a la ex Statoil, Equinor, se planificó sumar otra torre. La petrolera de Miguel Galuccio, Vista Oil&Gas, anunció que en su área Bajada de Palo sumará otras tres torres. Pluspetrol también anticipó en su plan para el desarrollo del área La Calera que incorporará tres equipos de perforación. Shell también está a punto de pasar a la fase de desarrollo masivo en sus áreas Cruz de Lorena, Sierras Blancas y Águila Mora, en los que su flamante presidente para Argentina, Sean Rooney, adelantó que se adicionarán otros dos equipos. ExxonMobil no quiere quedarse atrás y anunció que buscará sumar para su desarrollo en Los Toldos otras dos torres. El panorama trazado por los anuncios es más que alentador y muestra un cambio total de escenario si se toma en cuenta que en

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febrero de 2017 en todo el país eran 54 los equipos en funcionamiento, prácticamente la misma cantidad que ahora se proyecta que se alcanzarán en Vaca Muerta. Pero además del notable incremento en la cantidad de equipos en funcionamiento hay otros factores que inciden en la ecuación de la evolución de la actividad y que deben ser tenidos en cuenta. Uno de ellos es el efecto que ha tenido en el sector la aplicación de la adenda laboral para los no convencionales que permitió incrementar notablemente el rendimiento de cada equipo de perforación. En tanto que el segundo factor está directamente vinculado a la producción, dado que a medida que se ha ganado conocimiento en la roca generadora las operadoras han mejorado sus pozos, extendiendo sus ramas laterales y etapas de fractura y haciendo subir su producción con una menor cantidad de pozos pero de mejor rendimiento.

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Fuerte crecimiento de la producción de crudo en Loma Campana El bloque insignia de YPF en Vaca Muerta incrementó más de un 30% su producción en el año y se prepara para dar un nuevo salto.

romediando el año todas las miradas estaban puestas sobre la producción de gas en Vaca Muerta, pero fue YPF la operadora que de la mano de su

desarrollo insignia, Loma Campana, dio el gran salto en la producción de crudo. Emplazado a muy pocos pasos de la localidad de Añelo, el devenido

corazón urbano de Vaca Muerta, el yacimiento evidenció a lo largo del año un incremento sostenido en su producción al punto que las gráficas muestran cómo de una leve

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curva ascendente, los volúmenes extraídos pasaron a marcar una clara flecha hacia arriba. Entre enero y julio la producción de crudo en la planta de tratamiento de Loma Campana se incrementó un 34%, alcanzando el récord de 48.000 barriles diarios el pasado 1 de agosto. Los volúmenes no sólo corresponden al bloque en sí sino que también suman los aportes de

otras áreas linderas como La Amarga Chica y Bandurria Sur. En la planta de tratamiento que recibe el shale oil de YPF y sus socios los volúmenes de extracción muestra que en agosto de 2016 la producción alcanzaba los 30.500 barriles diarios. Un año después el caudal ya era de 33.300 barriles diarios, marcando así un incremento interanual del 9%.

Pero el gran salto se dio en el año que va desde esos 33.300 barriles de agosto de 2017 a los 48.000 que marcó el pasado 1 de agosto. Lejos del avance de 2017 cuando el incremento fue del 9%, en estos doce meses el salto fue del 44%. El auge en la producción de crudo se debe a una combinación de factores. Por un lado a la producción creciente de Loma Campana en sí,

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la operadora sumó los volúmenes de los bloques vecinos que también tuvieron un incremento del 100% en los primeros siete meses del año. Los aportes de áreas como La Amarga Chica, en la que YPF avanza en alianza con la malaya Petronas, y en Bandurria Sur, junto a Schlumberger, le permitieron a la planta de tratamiento de crudo de Loma Campana pasar de anexar 4.000 barriles diarios en enero a 8.500 en julio. Otro de los factores que impulsó el incremento de la producción fue la mejora en la productividad de los pozos. Lo que YPF denomina como su “receta” para Vaca Muerta fue un factor clave para incrementar por un lado la producción y disminuir por el otro los costos y tiempos. La extensión de las ramas laterales de los pozos a los 2.500 metros y con ello la incorporación de una mayor cantidad de etapas de fractura permitieron a la operadora incrementar la cantidad de crudo que alcanza con cada pozo. Precisamente en estos días la firma define una nueva vuelta de tuerca a su “receta” en función de los buenos resultados que le está aportando su primer pozo extra largo de 3.240 metros de rama lateral. El pozo que funciona como prueba piloto para definir si se avanza hacia mayores extensiones en las ramas laterales, se conectó el pasado 3 de agosto y con un plazo de perforación y fractura menor a los 40 días, tuvo un costo de 14 millones de dólares, una cifra récord en Vaca Muerta para esa extensión. El tercer factor que explica el incremento sostenido en la producción de crudo es la forma de trabajar a través de un modelo de factoría. En un trabajo en el que se estandarizan los procesos exitosos sin dejar de lado una revisión permanente de cara a la mejora, la estandarización del drawdown management, la dimensión de la apertura por la cual

»» El pozo extra largo de 3.240 metros de rama lateral está dando buenos resultados a YPF.

extraen los hidrocarburos del pozo, parece tener un impacto positivo en la producción. Desde la compañía se anunció a principios de octubre que esperan incrementar aún más la producción del crudo que se procesa desde Loma Campana para llegar a fines de año con cerca de 60.000 barriles diarios. Es que así como La Amarga Chica se encuentra a un paso de ingresar en la fase de desarrollo masivo, también son varios los pozos que ya están perforados y fracturados a la espera de su conexión. Esa espera se debe a que el salto en la producción que se dio fundamentalmente entre mayo y julio llevó a la operadora a tener que pisar el acelerador en la construcción de nueva infraestructura para su tratamiento. La PTC de Loma Campana comenzó a ser ampliada en forma modular y está previsto que para noviembre incremente un 45% su capacidad con la incorporación del primer módulo. Actualmente la planta tiene una

capacidad de recepción de 10.800 metros cúbicos por día en bruto, generando un despacho de 8.000 metros cúbicos de petróleo, unos 50.000 barriles diarios. La ampliación estimada en 23 millones de dólares permitirá elevar la capacidad de recepción de la planta en esta primera etapa en 3.600 barriles. En tanto que al completarse, hacia fines de 2019, elevará la capacidad a 21.000 metros cúbicos, procesando así unos 18.000 metros cúbicos que representan 113.000 barriles al día. La mayor producción está siendo acompañada con la construcción del oleoducto de evacuación que unirá Loma Campana con Lago Pellegrini, una obra clave que está en su fase final. El nuevo oleoducto de 88 kilómetros permitirá transportar 25.000 metros cúbicos de petróleo y será el principal oleoducto de Vaca Muerta, transportando no sólo la producción de YPF sino también la del bloque Fortín de Piedra de Tecpetrol.

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El petróleo neuquino cumplió 100 años Los discursos conmemoraron los primeros tiempos de la industria en Plaza Huincul y destacaron los desarrollos de la actualidad con Vaca Muerta y los no convencionales.

»» El gobernador Omar Gutiérrez con funcionarios de Plaza Huincul conmemorando los 100 años del descubrimiento del primer pozo.

l acto central por los 100 años del petróleo en Neuquén se desarrolló en el pozo 1 del barrio Campamento 1 de Plaza Huincul. El gobernador Omar Gutiérrez estuvo acompañado por el intendente de Plaza Huincul, Juan Carlos Giannattasio, para realizar un recorrido histórico desde aquel primer pozo perforado por el ingeniero Enrique Cánepa y su equipo, hasta el presente con la explotación del yacimiento no convencional Vaca Muerta. La perforación del Pozo Nº 1 de Plaza Huincul comenzó en febrero de 1916 bajo el mando de Enrique Cánepa, director general de Minas, Geología e Hidrología de la Nación. Para fines de ese año sólo habían podido avanzar 260 metros pero más tarde, al llegar a los 516 metros de profundidad, aparecieron rastros de petróleo y el 29 de octubre de 1918 el equipo “Patria” alcanzó el horizonte petrolífero entre los 603 y 606 metros. Gutiérrez calificó aquel primer proyecto como “un acto de patriotismo, una epopeya que nos abrió la puerta a la libertad y a la autonomía”, y aseveró que “cuando hay disciplina, conducta,

lealtad y nobleza, se construye futuro”. “En septiembre hemos recuperado la producción de petróleo de hace ocho años: 123.600 barriles diarios de petróleo. Hemos recuperado un piso histórico de producción de gas de hace diez años, casi 70 millones de metros cúbicos por día”, expresó. “No vamos a parar hasta generar la energía abundante en calidad y barata para calefaccionar cada hogar, para fortalecer cada comercio y cada industria, para generar más progreso y más desarrollo”, aseguró Gutiérrez. “La actividad del petróleo y el gas ha sido una actividad noble y leal con el pueblo neuquino, que ha permitido derramar, potenciar y generar las distintas actividades económicas: el turismo, el comercio, la industria, los desarrollos inmobiliarios, la actividad bancaria”. En cuanto al perfil actual de la actividad, el gobernador mencionó: “el desarrollo hidrocarburífero actual vuelve a plantearnos nuevos desafíos. Los mismos que aquella vez. Han cambiado las tecnologías, los procedimientos cambiaron y se sumaron nuevas empresas, pero el valor de la

clase trabajadora ha estado y estuvo siempre presente”. El intendente Giannattasio calificó la jornada como un día especial porque “a partir de este descubrimiento las localidades de Cutral Co y Plaza Huincul, así como toda la provincia del Neuquén, comenzaron a desarrollarse y, a partir de estas riquezas, la República Argentina”. “Entre los que habitamos en la comarca y en la provincia toda, también tenemos un sentimiento de gratitud hacia la naturaleza que nos brindó los recursos y hacia esos hombres y mujeres que con su trabajo hicieron posible este presente de desarrollo”, indicó. Participaron del acto el senador y secretario general del Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, Guillermo Pereyra; los ministros de Producción e Industria, Facundo López Raggi y de Energía y Recursos Naturales, Alejandro Monteiro; el secretario general de Gobierno y Servicios Públicos, Leonel Dacharry; y la diputada nacional Alma Sapag; entre otros.

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YPF redobla la apuesta a la arena para fractura hidráulica La operadora avanza en un nuevo plan de fractura en el que la clave central es utilizar el doble de arena para incrementar la productividad.

a historia de YPF en Vaca Muerta comenzó a escribirse hace menos de una década. Del diseño inicial de pozos verticales allá por 2011 se pasó a los primeros pozos horizontales en 2016 y desde entonces el desafío está puesto no sólo en extender las ramas laterales

sino en incrementar la productividad de cada pozo mejorando a la vez su costo de desarrollo. En esa curva de aprendizaje es que la operadora de mayoría estatal está avanzando hacia un nuevo frack plan en el que el uso de la arena es

uno de los detalles clave. Desde mediados de año el nuevo frack plan de la compañía está siendo probado con buenos resultados, por lo que a partir del año entrante se buscará extenderlo a los más de cien pozos que la compañía proyecta perforar en sus bloques.

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High Density Completion (HDC) es el nombre que se le dio al diseño de fractura que partió de la creación de un sector específico de ingeniería de estimulación. El nuevo modelo cambia en forma drástica la cantidad de agua y arena que se utiliza para cada etapa de fractura. Sobre la base de un cálculo que estima que el nuevo diseño permitirá incrementar la productividad de cada pozo en hasta un 30%, el sistema se centra en el uso de una mayor cantidad de arena y mucho más fina, junto con un fluido más ligero, de tipo slick water. En resumen, el nuevo modelo prácticamente duplicará la cantidad de arena que se utiliza por cada etapa de fractura para pasar a unas 500 toneladas por cada punción. Esto hará que en un pozo estándar la operadora deba volcar hasta 15.000 toneladas de arena. Con esos volúmenes en vista, el manejo de la arena pasa a ser nodal y es por esto que la operadora resolvió avanzar en la ampliación de la enorme planta de arenas que posee en Loma Campana. La inversión en este punto ronda

los 40 millones de dólares y según las previsiones de YPF podría incluso permitirle a la operadora abastecer a otras compañías cercanas. Pero para cerrar el ciclo, el gran cambio estará en la logística de la “última milla”, esa que va desde la planta de arenas hasta el pozo en sí. Para esto desde YPF se avanzó junto a AESA, la firma de servicios subsidiaria, en una alianza con Propx, una firma norteamericana líder en el diseño de sand boxes. Los sand boxes, como el término lo indica, son enormes cajuelas o contenedores que permiten trasladar una mayor cantidad de arena lista para ser utilizada en las locaciones. La logística comprende que a la hora de montarse el set de fractura en una perforación, se trasladarán a la locación todos los sand boxes que se van a requerir. Una vez comenzado el trabajo de fractura, cada box será montado con autoelevadores y permitirá alimentar el set en forma permanente y mucho más rápida. La incorporación de una mayor cantidad de arena no es una noticia

nueva en el segmento de los no convencionales dado que es una de las tendencias que se están imponiendo en varias de las formaciones de Estados Unidos. Pero además del país del norte, en Vaca Muerta son varias las operadoras que también están apostando a incrementar la estimulación, como así también la cantidad de etapas de fractura. Paralelamente al nuevo modelo de frack plan, desde YPF se apuesta a mejorar la productividad con la incorporación de más tecnología y un cambio en la organización interna del trabajo con el objetivo de acelerar los procesos de mejora continua. Para esto la firma impuso que en cada proceso se cuente con un gerente y con referentes de las diversas disciplinas involucradas. Además, cada proyecto cuenta con dos gerentes: uno encargado de la visualización, conceptualización y definición de esos proyectos en el largo plazo; y otro gerente encargado de la ejecución y operación diaria con la meta de mejorar su eficiencia en el corto plazo. Para la compañía esta duplicación permite un proceso de

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retroalimentación entre los avances alcanzados para el corto y el largo plazo, nutridos en gran medida de los avances tecnológicos que brinda la gerencia de tecnología de operaciones. Desde este espacio se impulsa la utilización de data analitic como proceso continuo, que historiza todas las acciones realizadas para aprender bajo la forma de una machine learning en forma continua de lo que revelan las estadísticas propias. Estos avances son los que impulsan la mejora en la ecuación costo desarrollo que emplea la compañía, un cálculo en el que no sólo se logró en el año bajar de 12 a 10 dólares el costo por barril, sino que también en los últimos dos años permitió prácticamente duplicar el horizonte productivo de cada pozo, para pasar de un esperado de 550.000 a 1.000.000 de barriles a lo largo de su vida útil.

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El récord de Tecpetrol se llama Fortín de Piedra La petrolera del grupo de Paolo Rocca logró un despegue más que acelerado y en agosto se convirtió en el principal bloque unitario productor de gas del país.

l norte de Añelo, en la zona caliente de Vaca Muerta, Tecpetrol lanzó hace menos de dos años el tercer desarrollo masivo de la formación no convencional: Fortín de Piedra, y ya en agosto de este año el yacimiento se convirtió en el principal bloque productor de gas del país al superar en volumen al sureño Carina Aries. El modelo de desarrollo acelerado de la petrolera del Grupo Techint no sólo le permitió al proyecto pasar de 0,5 a 11 millones de metros cúbicos en poco más de un año y medio, sino que también le permitió a Fortín de Piedra, posicionarse con el récord de ser el principal bloque productor de shale gas de Latinoamérica. Con ese nivel de producción, el área dejó por debajo al bloque productor estrella de Tierra del Fuego, Carina Aries en las aguas de la cuenca Austral argentina, que en agosto produjo poco más de 10 millones de metros cúbicos. Y desplazó al tercer puesto al desarrollo

emblema del gas de YPF, Loma La Lata, contabilizados como bloques unitarios. La ubicación de Fortín de Piedra

como el principal bloque productor se desdibuja si se contemplan las áreas que funcionan en conjunto de otras compañías. Es así que

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tanto en el caso de la firma de mayoría estatal como en el desarrollo offshore formado por Total Austral, Wintershall Energía y Pan American Energy, las concesiones agrupan a varios yacimientos, incrementando así su producción para volverse a ubicar al tope del ránking de producción del país. INVERSIÓN EN INFRAESTRUCTURA El brazo petrolero del Grupo Techint lleva invertidos cerca de 1.400 millones de dólares en Fortín de Piedra, sobre una inversión global estimada en 2.300 millones de dólares. De ese cúmulo ya invertido, la mitad ha sido destinada a la construcción de la infraestructura necesaria para el tratamiento y transporte de los hidrocarburos. Precisamente, la firma ya puso en funcionamiento su gasoducto de comercialización y una nueva planta de procesamiento y completó un tendido de ductos que se extienden por nada menos que 275 kilómetros.

A principios de octubre el área superó los 12 millones de metros cúbicos de producción de gas por día y desde la firma esperan alcanzar los 15 millones de metros cúbicos entre diciembre de este año y el primer trimestre de 2019. El plateau básico del proyecto sería alcanzado algunos meses más tarde, hacia mediados de 2019 con 18 millones de metros cúbicos por día. La aclaración de plateau básico se debe a dos elementos: por un lado la firma podría elevar ese nivel hasta los 22 millones de metros cúbicos si es que las condiciones del mercado son favorables; dado que por otro lado la operadora redobló su diseño de pozos lo cual le permite aspirar a una mayor producción. Para elevar su producción, las condiciones del mercado son el talón de Aquiles del plan dado que si bien hasta el momento la producción alcanzada ha sido colocada dentro del país, la estrechez de

la demanda durante los períodos valle pone en jaque un incremento adicional. Más aún si se tiene en cuenta que por tratarse de un desarrollo que accedió al programa de estímulos de la Resolución 46, ve limitada la posibilidad de exportar parte de su producción. Pero para ello, Tecpetrol se alió con YPF para avanzar en una serie de estudios de storage que les permitiría a las operadoras poder acopiar gas en los meses de bajo consumo para inyectarlo luego en las redes durante los meses de invierno. El proyecto ya está avanzado pero nuevamente su concreción dependerá de los precios que registre el gas natural para poder hacerlo viable. El segundo factor para elevar la producción máxima esperada surge del cambio en el diseño de pozos y en la forma de encarar la roca generadora que la firma comenzó a instrumentar en marzo. Por un lado se hizo una reingeniería en el

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diseño que le permite a la operadora disminuir el costo de cada pozo reduciendo además el tiempo que le toma completar cada pad. Pero el cambio central se encuentra en que tras perforar durante más de un año hacia un solo horizonte productor de Vaca Muerta, la firma comenzó hace pocos meses a perforar con destino a dos horizontes: Orgánico y La Cocina. Desde la compañía sostienen que ambos horizontes poseen niveles equiparables de hidrocarburos, con lo cual al realizar las perforaciones hacia ambos sectores de la roca generadora, la producción final se incrementa cerca de un 50%. Pero Fortín de Piedra no es sólo gas. El desarrollo ya alcanzó una producción de 5.000 barriles de crudo por día y de acuerdo a las estimaciones de la operadora ese nivel podría llegar incluso a duplicarse.

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Los campos maduros se reactivan en la búsqueda del shale Yacimientos convencionales que mostraban un importante declino ven un futuro diferente con el lanzamiento de pilotos con destino a Vaca Muerta.

l triste y solitario final de los campos maduros del oeste de la cuenca Neuquina parece estar cambiando o, al menos, diluyéndose de la mano de una serie de pilotos que en la búsqueda del shale oil de Vaca Muerta vuelven a darle vida a yacimientos añejos. A lo largo del año han sido varios los desarrollos que avanzaron hacia la zona oeste y norte de esa especie de Meca de Vaca Muerta que es Añelo. Es que varios factores se combinaron para potenciar el atractivo de volver a estas áreas maduras. Por un lado el elevado valor del crudo, que a lo largo del año ha perforado el techo de los 80 dólares, hace viable y competitiva la búsqueda de

»» La suba del precio del crudo hace viables y competitivos los campos maduros.

crudo en la cuenca. Pero además la ventaja adicional que poseen estos campos maduros es que Vaca Muerta se encuentra justo debajo de todas las instalaciones que ya poseen, lo cual representa un ahorro más que importante para las operadoras en términos de transporte y tratamiento, como así también en lo que hace a

los plazos. Además desde las operadoras se destacó la importancia estratégica de avanzar hacia la zona noroeste de la formación, dado que en el área “caliente” de Vaca Muerta es donde se están dando los principales cuellos de botella en lo que al transporte de

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los hidrocarburos se refiere. Uno de los desarrollos más interesantes es el que se encara desde YPF en un bloque netamente simbólico para el petróleo convencional de Neu-

quén como es Puesto Hernández. Allí la operadora de mayoría del Estado nacional lanzó un plan piloto para analizar con un pad la roca generadora tanto de Puesto Hernández

Un programa de recuperación secundaria y terciaria En paralelo al impulso que los no convencionales les están dando a estos bloques, desde YPF también se está poniendo en marcha un programa especial de recuperación secundaria y terciaria, dado que desde la firma se destacó que los recursos por recuperar en esos bloques equiparan a los que poseen en los no convencionales. El plan, que será más fuerte en la cuenca del golfo San Jorge, dado que allí se concentran la mayoría de los recursos para recuperar, tuvo en este año sus primeros avances, a la forma de pruebas experimentales, pero que han dado buenos resultados. En total la firma aspira a instalar 10 plantas de polímeros a lo largo de 2019, como puntapié de un programa global que contempla desarrollar 100 plantas en la próxima década. Las primeras 10 plantas ya fueron adquiridas por YPF y comenzarán a montarse antes de fin de año en Chubut, en la misma zona en donde se desarrolló la prueba piloto.

como de Chihuido de la Sierra Negra. A la reconversión de esos bloques de YPF se suma a otros casos en los que campos en declino han encontrado una luz en el camino de la mano de los no convencionales. Pampa Energía, la firma de Marcelo Mindlin, reconvirtió a mediados de año el bloque El Mangrullo, ubicado en proximidades a Cutral Co para pasar a ser una concesión no convencional en la que se lanzó un ambicioso plan con destino a la roca generadora. El cambio de la concesión a no convencional no sólo implica un permiso de 35 años sino que está unido al compromiso de la firma de invertir 205 millones de dólares antes de 2021. El plan de trabajos acordados contempla la perforación de 6 pozos antes de fines de este año sobre un total de 19 pozos. Los primeros seis pozos incorporan al primer pozo con rama horizontal del bloque, siendo los otros cinco de tipo convencional. Pero el programa para el 2019 propone cuatro verticales

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y uno horizontal hacia Vaca Muerta y para el 2020 otros dos verticales, uno horizontal hacia la formación Mulichinco y otro a Vaca Muerta. En tanto que en el último año de esta fase de estudio la firma encarará dos pozos verticales, uno hacia Mulichinco y uno hacia Tordillos. En Sierra Chata, Pampa Energía se alió con Total Austral y ExxonMobil para avanzar también en la pesca de los no convencionales. En este caso, el bloque ya cuenta con 69 pozos en tight gas y con la nueva concesión se pautó un plan de inversiones de 520 millones de dólares para avanzar en la exploración y explotación de los recursos en Vaca Muerta. Las firmas anunciaron que antes de 2024 esperan completar 24 pozos horizontales de los cuales 15 tendrán como destino la roca generadora, y los restantes 9 volverán a buscar el gas atrapado en las arenas compactas.

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Los pozos en Vaca Muerta suman metros Varias operadoras renuevan el diseño de sus pozos para incorporar ramas horizontales de más de 3.000 metros. El objetivo es incrementar la producción.

esde el descubrimiento de Vaca Muerta como una roca generadora de hidrocarburos, tomó cerca de 80 años contar con la tecnología necesaria

para poder encarar la formación que se ubica a unos 3.000 metros de la superficie. Y en los poco más de siete años desde que se logró conectar el primer pozo, la

clave ha estado en el diseño de las perforaciones, y hoy son varias las operadoras que apuestan a embarcarse en la extensión de las ramas laterales más allá de las actuales

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barreras. Para las petroleras que están convencidas de que la clave para el desarrollo de Vaca Muerta está en realizar ramas laterales extra largas, la idea no les cayó como la manzana de Newton sino que fue producto de la curva de aprendizaje lograda en estos años y con cerca

de mil pozos perforados. Precisamente, los primeros desarrollos hacia la roca generadora fueron verticales y los resultados no fueron los esperados. El diseño fue mutando hacia los pozos horizontales en los últimos tres años, con esquemas de entre 1.000 y 1.500 metros de rama lateral.

Ese modelo fue desplazado en los últimos años hacia lo que podría definirse como el diseño estándar de perforación de Vaca Muerta. Es que con algunas diferencias por aquí o por allá, la mayoría de las operadoras está en la actualidad realizando pozos con ramas laterales cercanas a los 2.500 metros y cerca de 30 etapas de fractura, a razón de una cada 80 metros. Pero así como primero fueron los pozos verticales los que fueron descartados y luego los pozos “cortos” de 1.000 y 1.500 metros horizontales, las operadoras rediseñan en estos días sus perforaciones para ir más allá de los 3.000 metros de rama lateral. La selección de este modelo tiene pros y contras, dado que por un lado choca con las capacidades de los actuales equipos de perforación, pero como contrapartida los expertos aseguran que esconde la clave de Vaca Muerta: otorga competitividad. Esa competitividad radica en la reducción de costos que las ramas laterales extra largas otorgan. Es que asociados a una mayor cantidad de etapas de fractura, los pozos extra largos permiten

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incrementar sensiblemente la producción con un leve costo, permitiendo así ubicar al costo del barril del shale argentino más cerca de su competidor directo, el shale norteamericano. POZO EXTRA LARGO El 3 de agosto pasado YPF conectó su primer pozo extra largo en Loma Campana, un desarrollo que le demandó a la operadora una inversión de 14 millones de dólares y que con 3.240 metros de longitud representa la posibilidad de capturar la producción de un tramo que es igual a toda la avenida 9 de Julio. El vicepresidente de Upstream de YPF, Pablo Bizzotto, fue quien anunció en la última Argentina Oil & Gas Patagonia que “viendo la productividad de este pozo, seguramente vamos a intentar ir siempre un poquito más allá. Porque hemos comprobado que a medida que hacemos pozos más largos la productividad adicional que incorpora cada fractura es lineal”. Para la firma de mayoría estatal, el desarrollo del pozo que en total supera los 6.000 metros de extensión representó un doble aprendizaje, pues por un lado la compañía logró comprobar que el nuevo diseño permite reducir costos al ganar el productividad, mientras que también demostró que la operadora podía realizar un pozo de esas dimensiones y con un costo mucho menor al logrado por otras firmas. Es que hasta el momento los demás desarrollos de más de 3.000 metros de extensión horizontal, como es el caso de ExxonMobil, demandaron el mismo nivel de inversión sólo para la etapa de perforación, elevando el costo final de esos pozos en una decena más de millones de dólares. A los planes de YPF y de ExxonMobil, se suma la petrolera del Grupo Techint, Tecpetrol, con la apuesta de extender sus pozos bajo el modelo que denominan como “pozos robustos”. “Estamos también planeando ir más allá de los 2.500 metros de

rama lateral”, aseguró días atrás el director general de Desarrollo de Negocios de Tecpetrol, Ricardo Markous, aunque admitió que la firma se encuentra con algunas limitaciones en lo que hace a la capacidad de bombeo de los equipos que tienen disponibles para ir más allá de la barrera de los 2.800 metros horizontales. Así como el primer pozo extra largo estuvo en manos de XTO, la firma subsidiaria de ExxonMobil, la firma redobla la apuesta y se lanzó a completar el primer pad de tres pozos de más de 3.000 metros de rama lateral. El área escogida fue Pampa de las Yeguas, en donde la norteamericana comenzó a perforar los pozos que en total suman nada menos que 158 etapas de fractura.

Junto a los pozos más extensos las operadoras también avanzan hacia diseños que incorporan una mayor cantidad de arena por cada etapa de fractura, un sistema que está siendo ampliamente utilizado en formaciones como Permian. Junto al mayor uso de arena, en general del tipo más fino, las operadoras también rediseñan las etapas de fractura para pasar de un distanciamiento promedio de 80 metros a diseños mucho más fracturados, con distancias entre las punciones de 50 o 60 metros. El objetivo al igual que la extensión de las ramas laterales es el mismo, incrementar la estimulación para ampliar la producción de cada pozo y de esa forma generar un costo final más cercano a los desarrollos norteamericanos.

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La sorpresa de PAE en Aguada Pichana Oeste En apenas dos meses Pan American Energy alcanzó el millón de metros cúbicos de producción de shale gas en esa área.

veces hay noticias tan buenas que fuerzan a generar cambios mucho más rápido de lo que se pensaba. Y eso fue lo que le sucedió a Pan American Energy (PAE) en su bloque Aguada

Pichana Oeste (APO) en donde en pocos meses y dentro de la fase piloto la compañía alcanzó una producción de 1.700.000 metros cúbicos de gas por día y llegó al tope de la capacidad de transporte.

El bloque se ubica un par de kilómetros al norte de la zona más caliente de Vaca Muerta y es el escenario de una de las postales más bellas de la formación no convencional, dado que se ubica muy

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cerca del volcán Auca Mahuida. En el segundo trimestre del año PAE comenzó a desarrollar allí un piloto en la búsqueda de shale gas y según revelaron las mismas autoridades de la firma, los resultados alcanzados han sido toda una sorpresa pues sobrepasaron, y por bastante, las expectativas que se tenían. La primera muestra de la productividad del bloque se dio tras dos meses de comenzar la producción con los primeros pozos. En ese momento el cúmulo de gas natural alcanzó el millón de metros cúbicos. A fines de septiembre eran cuatro los pozos conectados y la producción ya había trepado a 1.700.000 metros cúbicos por día. Los rindes son más que auspiciosos dado que según informaron desde PAE uno de los primeros cuatro pozos perforados arroja una producción promedio de 500.000 metros cúbicos por día. MÁS FRACTURAS POR RAMA LATERAL Desde la compañía consideran que la elevada producción no sólo se debe a la calidad de la formación no convencional, sino también a la forma escogida para realizar sus pozos. Es que la operadora es una de las firmas que apuesta a la realización de una mayor cantidad de etapas de fractura por rama lateral, incorporando para ello una alta cantidad de arena. Según explicaron desde la firma, en los primeros cuatro primeros pozos de Aguada Pichana Oeste se construyeron ramas laterales de 2.000 metros de extensión. Los dos primeros pozos sumaron 33 etapas de fractura, en tanto que en los dos siguientes se apostó por un diseño de 27 punciones. La operadora conectó en octubre el quinto pozo del grupo de seis que tiene desarrollados pero se encontró con un escenario hasta el momento impensado en Vaca Muerta: la producción alcanzada en la primera fase del piloto ya completó la capacidad de evacuación de los gasoductos cercanos y obliga a realizar nuevos tendidos en forma urgente. La necesidad de nuevos ductos y plantas separadoras se debe a que

el programa piloto comprometido contempla un total de 14 perforaciones que se deberán completar antes de fines de 2019. Para hacer frente a este cuello de botella la operadora ya avanza en la compra de los materiales para la construcción de un gasoducto de 24 pulgadas, aunque son varias las alternativas de construcción que la firma analiza de momento. En primera instancia la operadora apuesta a ampliar la conexión entre Aguada Pichana Oeste y Aguada de Castro, un bloque cercano en el que también tiene participación.

La obra requiere de un tendido de cerca de 25 kilómetros para llegar a ese primer nodo. Desde allí parten los siguientes proyectos en carpeta que incluyen un gasoducto mucho más extenso que conecte la producción de la zona con el nodo de Tratayén, desde donde se empalman las líneas troncales como son los Neuba. En el mapa de los desarrollos de búsqueda de shale gas, la división de Aguada Pichana en dos (Este y Oeste) y en Aguada de Castro permitieron acelerar los trabajos al sumar la participación de cuatro

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empresas para su concreción: PAE, YPF, Total Austral y Wintershall. Los pilotos comprometidos son más que auspiciosos pues en conjunto representan una inversión de nada menos que 1.150 millones de dólares. El acuerdo de división del área, que fue ratificado por el gobierno neuquino a fines del año pasado, permitió que en el caso de Aguada Pichana Oeste y Aguada de Castro PAE sea la operadora con el 45% de la participación, junto a YPF con un 30% y Total con un 25%. En tanto que en Aguada Pichana Este la operación quedó en manos de Total, que posee el 41% de la participación, junto a YPF con el 22,5%; Wintershall también con el 22,5% y PAE con el 14% restante. En conjunto, los pilotos que se extenderán hasta 2021 contemplan la perforación de 72 pozos horizontales para llegar a una producción de 16 millones de metros cúbicos.

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Río Negro agranda su mapa petrolero El gobierno provincial finalizó el proceso de renegociación de contratos y avanzó en la licitación de áreas revertidas. Cerrarán el año con 35 concesiones.

l gobierno rionegrino no quiere quedarse atrás del impulso que la actividad hidrocarburífera ha alcanzado en la vecina provincia de Neuquén y busca sacarle el jugo a la porción de la cuenca Neuquina que posee en su subsuelo y de la mano de nuevas concesiones extiende el mapa petrolero y suma nuevos actores. El gobierno de Alberto Weretilneck puso en marcha varios procesos de licitación de áreas con los que espera cerrar el año con 35 concesiones hidrocarburíferas a las que se suman otros ocho permisos de exploración con el objetivo de continuar agrandando el mapa petrolero. Tras un par de años Río Negro se encuentra en la recta final del proceso de renegociaciones de las viejas concesiones hidrocarburíferas que originalmente había otorgado el gobierno nacional. El

»» El gobernador de Río Negro Alberto Weretilneck propicia la actividad hidrocarburífera.

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último escalón en ese proceso es la licitación de seis bloques que capturaron ofertas de las firmas Petrolera Aconcagua Energía y President Petroleum.

provincia, por la heterogeneidad de la formación las operadoras se han concentrado en la parte neuquina de Vaca Muerta en donde el espesor de la roca es mucho mayor.

Las nuevas concesiones, además de ampliar el sector hidrocarburífero en esta provincia fuertemente ligada a la fruticultura, permiten al gobierno modificar el porcentaje de regalías que tributan, para pagar el 15%. Asimismo, extiende la actuación de la operadora estatal rionegrina Edhipsa, dado que se otorgan por medio de un sistema de acarreo o “carry” con el 10% de participación. Entre esas áreas existe una en la que Río Negro deposita grandes esperanzas pues Loma Guadalosa cuenta con la posibilidad de convertirse en el primer desarrollo en tierras rionegrinas en encarar hacia la formación no convencional de Vaca Muerta. Es que si bien una buena parte de la roca generadora se ubica en esta

Pero el fuerte de Río Negro está en el tight en cuya búsqueda comenzaron en octubre los trabajos de prospección en Cerro Manrique que se suman a los realizados en Chelforó, todos a cargo de YPF. Las expectativas con Cerro Manrique son grandes pues se estima que por su ubicación podría tener una performance similar a la del bloque Estación Fernández Oro (EFO) el principal bloque productor de Río Negro. A los trabajos de YPF se suman otras operadoras como Pampa Energía que comenzó a perforar el primer pozo no convencional en el área Río Neuquén con proyección a tight. En tanto que desde Compañía General de Combustibles

(CGC) también a partir de octubre se reactivaron los trabajos en el bloque Angostura. La firma planea invertir 18.250.000 dólares en dos pozos horizontales y tres workover, a los que sumarán otros tres pozos horizontales el año entrante en un área que había quedado paralizada por inconvenientes con los superficiarios. La licitación para el desarrollo de seis áreas hidrocarburíferas de Río Negro tuvo buenos rindes pues el gobierno de Alberto Weretilneck no sólo recibió ofertas por todos los bloques propuestos, sino que las mismas superaron ampliamente las bases fijadas. LA ÚLTIMA LICITACIÓN En agosto el gobierno rionegrino abrió la licitación para seis áreas que corresponden a bloques que no fueron renegociados en los últimos años y que por ello se procedió a la caducidad de las concesiones. Se trata de Catriel Oeste y Catriel Viejo, Loma Guadalosa que tuvo en operación Pluspetrol, Tres Nidos un bloque que desarrolló Medanito y Las Bases y Puesto Prado que estaban a cargo de Central Internacional Corporación. La compulsa tenía una base de 60 millones de dólares por los seis bloques y recibió seis ofertas correspondientes a dos firmas que ya tienen presencia en la provincia y por un total de 70.000.000 de dólares. Petrolera Aconcagua Energía ofreció 16.080.000 dólares, un 29% más que el precio base, para acceder a la concesión de Catriel

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Oeste, un bloque que opera en forma provisoria. La firma también busca operar Catriel Viejo, Loma Guadalosa y Tres Nidos, bloques que se encuentran cercanos entre sí y por los que propuso un plan de inversiones por 23.055.000 dólares. Las otras dos ofertas fueron realizadas por la firma President Petroleum y correspondieron a las áreas Puesto Prado y Las Bases. Por la primera la operadora presentó un programa de inversiones por 24.340.000 dólares. Mientras que por Las Bases duplicó el nivel requerido por el gobierno rionegrino y planteó un plan de obras por 4.640.000 dólares. A este proceso se suma el pedido de cambio de titularidad de las áreas que YPF negoció en venta con Petróleos Sudamericanos: Bajo del Piche, Barranca de los Loros, El Medanito y El Santiagueño, un proceso que está siendo definido por el Gobierno.

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YPF hace base en Río Negro La empresa de mayoría estatal invertirá casi 600 millones de dólares en los activos rionegrinos entre los que se encuentra el montaje de las nuevas oficinas de Allen.

na suerte de nueva Gerencia de No Convencionales será lo que desarrollará YPF en tierras rionegrinas, en donde a mediados de 2019 la operadora espera inaugurar la primera etapa de un nuevo complejo de oficinas de más de 1.200 metros cuadrados. La inversión era un rumor que corría desde hacía meses en las tierras del gobernador Alberto Weretilneck pero fue recién en agosto que desde la operadora se confirmaron los detalles de las nuevas oficinas que pondrán a la localidad de Allen en el epicentro de la actividad de la petrolera. Es que el complejo no sólo será el más grande de YPF en Río Negro, sino que será el segundo mayor en abocarse a los activos no convencionales de la cuenca Neuquina luego de las oficinas que la firma posee en Loma Campana, el bloque estrella de Vaca Muerta. Pero la diferencia nodal de la nueva

»» Render de la arquitectura de la nueva base de YPF en la Estación Fernández Oro.

sede será que su trabajo no aglutinará lo referido al shale de la formación no convencional, sino que se centrará en la actividad de los bloques orientados al tight, en donde Río Negro tiene fuerza propia. Precisamente por esto las nuevas oficinas se montarán en un predio lindero al yacimiento Estación Fernández Oro (EFO), en una tranquila

zona rodeada de chacras de manzanas y peras. Desde YPF se informó que el nuevo complejo forma parte de una fuerte inversión que se realizará en los activos que la compañía tiene en Río Negro a lo largo de los próximos cuatro años y ascenderá a 559 millones de dólares.

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Las nuevas oficinas guardarán cierto parecido con las que la operadora tiene montadas en el corazón de Vaca Muerta, y si bien tendrán un sector destinado a albergar precisamente las oficinas, también contará con otros espacios como un comedor. Es que desde el nuevo complejo se monitoreará toda la actividad que se realiza tanto en Estación Fernández Oro como en Río Neuquén, montándose para ello el centro de monitoreo y control a distancia y los espacios de trabajo tanto de los ingenieros como de los geólogos. Fuentes de la compañía explicaron que el complejo se desarrollará en forma modular dado que está previsto que contemple el crecimiento que a futuro tendrá el sector. Pero para estar acorde a su entorno rural, el edificio será construido bajo estrictos parámetros de sustentabilidad y eficiencia. Para ello contará en todas sus dependencias con iluminación de tipo led, incorporando además vidrios DVH para mejorar el desempeño energético de las oficinas y salas. El diseño será de tipo ergonómico y se busca que genere el menor impacto a las plantaciones linderas, incorporando para ello también sectores parquizados. Los primeros trabajos de preparación y movimientos de suelo co-

Allen: se realizarán 96 nuevos pozos Las nuevas inversiones en Estación Fernández Oro por parte de YPF involucran la perforación de 93 nuevos pozos, un acuerdo que fue aprobado en el Concejo Deliberante de Allen -por estar en el ejido municipal- y está proyectado también un pozo exploratorio en la localidad de Cipolletti. En la actualidad, la producción de gas del yacimiento Estación Fernández Oro (EFO) alcanza los 3,55 millones de metros cúbicos por día y se espera que en el corto plazo el número se estire a 4 millones de metros cúbicos diarios. Estiman que el ambicioso plan aumentará la producción de gas y petróleo de la provincia aproximadamente un 30% entre el período del corriente año y el 2020. menzaron algunos meses atrás y se espera que las obras avancen a paso acelerado dado que se realizarán en buena medida por medio de paneles premoldeados. APUESTA FUERTE La decisión de incrementar la presencia de la firma en esta provincia forma parte de un plan para incrementar la producción de gas y también de petróleo de la provincia en cerca de un 30% en los próximos tres años. Es que además del nuevo complejo de oficinas la operadora de mayoría estatal también anunció un plan de inversión en sus bloques que contempla la perforación de 93 pozos

en la búsqueda de más tight gas, para lo que también se diseñó ya la ampliación de la planta de tratamiento que funciona en Allen. El esquema de inversión acordado con el gobierno rionegrino contempla ocho semestres, en los que el más importante será el primero del año entrante cuando se espera que sean casi 90 millones de dólares los que se volcarán a la perforación de 14 pozos. En tanto que otros 22 millones de dólares se focalizarán en la mejora de la infraestructura de tratamiento para cerrar el semestre con más de 111 millones de dólares en inversiones. De momento, Río Negro cuenta con menos de 1.800 pozos en actividad, la mayoría de los cuales está orientado

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al petróleo. Pero es Estación Fernández Oro el gran yacimiento productor, dado que representa cerca del 60% de la producción de gas natural de toda la provincia. Es que en el área son poco más de 3,5 millones de metros cúbicos los que se producen por día y que se espera llevar en el corto plazo a superar la barrera de los 4 millones de metros cúbicos diarios. El principal impulso que recibe el desarrollo de EFO se debe a que no sólo es uno de los pocos desarrollos contemplado por el gobierno nacional dentro de la Resolución 46/2017 que instauró el nuevo Plan Gas, garantizando a su producción un sendero de precios sostenidos que para el año entrante es de 7 dólares por millón de BTU. Sino que además el bloque es uno de los pocos que posee YPF dentro del plan de estímulo para la producción de gas no convencional.

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Del año del gas al récord del petróleo en la cuenca Neuquina En esa zona hidrocarburífera, el petróleo no convencional representó el 56% del total de la producción.

n los primeros días del año las expectativas para este 2018 estaban todas situadas en el incremento de la producción de gas. La inminente puesta en marcha de un nuevo programa de estímulo para la producción de gas no convencional había llevado

en los últimos meses de 2017 al anuncio de una ola de inversiones en ese segmento. A lo largo del primer trimestre del año fueron varios los desarrollos en la cuenca Neuquina que pisaron el acelerador para tratar de capturar

no sólo la mayor cantidad de shale y tight gas sino también de los aportes que se esperaban por el Nuevo Plan Gas que había fijado la Resolución 46 de 2017. Para mayo, los caudalímetros daban cuenta de un incremento

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considerable en la producción del fluido, pero las dudas en torno a qué proyectos recibirían finalmente el visto bueno del gobierno nacional habían comenzado a cundir. Para entonces eran cerca de seis los desarrollos que habían tenido el visto bueno del entonces ministro de Energía de la Nación, Juan José Aranguren, sobre una lista remitida con la aprobación de los gobiernos provinciales de 20 iniciativas. Al abarcar la producción no convencional, la Resolución 46 abarcó también el tight gas de Santa Cruz y Río Negro, además del neuquino en donde se enlistaron los 14 proyec-

tos que aguardaban la aprobación de Nación. Pero fue entonces cuando el cambio de timón del gobierno nacional sembró las mayores dudas en las tierras de Vaca Muerta: en pocas semanas no sólo Juan José Aranguren se fue de la cartera y fue reemplazado por Javier Iguacel, sino que el ministerio también fue degradado al nivel de Secretaría de Gobierno, de la mano del achique del Estado nacional diseñado tras el acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI). Desde junio y hasta octubre fueron más las dudas que las certezas

que imperaron en el segmento del gas natural en donde si bien dos proyectos más fueron aprobados, una reforma de la Resolución 46 en danza y la suspensión –informal- del sendero de precios que se había fijado para el gas en boca de pozo terminaron funcionando como un freno de mano en la búsqueda del gas. Más allá de ese freno la producción de gas de la cuenca Neuquina no sólo se incrementó sino que logró alcanzar niveles que no se registraban desde hacía una década cuando el declino de Loma La Lata se sintió con fuerza.

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El punto más alto de producción de gas natural en las locaciones neuquinas se dio en agosto cuando se alcanzaron los 69,8 millones de metros cúbicos por día. Ese cúmulo representó, en comparación con agosto de 2017, un incremento en la producción de un 13,3%. El ritmo de crecimiento, impulsado en buena parte por el desarrollo de Fortín de Piedra de Tecpetrol, mostraba que en comparación con el mes anterior la producción había subido un 2,48% y acumulaba en el año una variación positiva del 8,35%. Al mes siguiente, en septiembre, el efecto de la caída de la demanda interna del país llevó a la primera contracción de la producción en todo el año. La baja fue leve, del

2,25%, y llevó a la producción a un nivel de 68,2 millones de metros cúbicos por día. Pero para entonces las buenas noticias se habían trasladado del gas natural al crudo. El cambio en la orientación de las operadoras se debió a varios factores pero fundamentalmente a dos: el elevado valor internacional del crudo y las mejores condiciones de colocación y transporte. Esto se debe a que mientras la mayor producción de gas chocó por un lado con el agotamiento de la capacidad de los gasoductos para su evacuación hacia los principales centros poblacionales, también se enfrentó con la imposibilidad de colocar en los períodos valle toda la producción, más allá

de la apertura de las exportaciones hacia Chile. La tracción en la producción de crudo estuvo fuertemente vinculada al desarrollo insignia de YPF en Vaca Muerta, Loma Campana, en donde la compañía de mayoría estatal incrementó más de un 30% su producción para alcanzar en septiembre un cúmulo de 42.000 barriles diarios. Pero a esa producción la firma sumó en la planta de tratamiento de Loma Campana la producción de bloques linderos como La Amarga Chica y Bandurria Sur, elevando así a 48.000 barriles diarios su producción. Para agosto la producción de crudo se había incrementado un 16,9% en comparación con el mismo mes

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de 2017, trepando a los 120.551 barriles diarios. El salto en los yacimientos neuquinos en apenas un mes fue del 6,64%. Un mes más tarde, en septiembre, la producción diaria había subido otros 3.000 barriles, para alcanzar los 123.621 por día. La variación mensual fue del 2,55% y llevó a que el acumulado del año sea del 9,61%, alcanzando el pico de producción más alto desde enero de 2011. Pero a diferencia de ese año, la mayor producción provino en este 2018 de Vaca Muerta, pues el petróleo no convencional representó el 56% del total de la producción neuquina y según se espera que, de acuerdo a los anuncios realizados por YPF, continúe con un fuerte crecimiento. De hecho, las expectativas son tantas, que desde el gobierno provincial se incluyó en el presupuesto para 2019 un estimado de producción adicional del orden de los 25.000 barriles diarios.

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Vaca Muerta: la pasarela del año El presidente Mauricio Macri y su secretario de Energía, Javier Iguacel, visitaron las áreas clave que producen en la formación.

l sol del verano arreciaba sobre la tierra rojiza de Fortín de Piedra, el yacimiento estrella de la petrolera del grupo de Paolo Rocca, Tecpetrol, cuando el entonces ministro de Energía de la Nación, Juan José Aranguren, pisó por primera vez con esa investidura las tierras de Vaca Muerta. El desembarco del funcionario proveniente de Shell en un bloque que no fuera de YPF fue todo un gesto en sí, tanto de su parte como del Gobierno nacional. Los meses pasaron y junio llegó rápido llevándose consigo a Aranguren para instaurar en su reemplazo a Javier Iguacel como ministro de Energía de la Nación, ya sin el adicional de Minería. La llegada de Iguacel a Vaca Muerta se dio mucho más rápidamente. El ex titular de Vialidad Nacional visitó en julio los primeros yacimientos de la formación no convencional que, para entonces, empezaba a sonar cada vez más en los discursos nacionales. A partir de ese mes, y junto con la escalada hacia el cielo del dólar, los yacimientos petroleros de Vaca Muerta se convirtieron en toda una pasarela para los más altos funcionarios nacionales. La primera visita de Iguacel tuvo un recorrido casi maratónico. El funcionario visitó tres yacimientos y dejó contentos a todos los actores involucrados con el desarrollo de Vaca Muerta. Es que las visitas incluyeron una recorrida por el yacimiento emblema de YPF y del desarrollo de la formación no convencional: Loma Campana. Pero además incluyeron el paso por el bloque San Roque que desarrollan en conjunto Total Austral y Pan American Energy (PAE), y la presencia en el inicio de la primera

»» El presidente Mauricio Macri visitó los proyectos en la formación de shale gas.

fractura de un pozo no convencional que la petrolera de Miguel Galuccio Vista Oil&Gas desarrolló en Bajada de Palo. La segunda visita de Iguacel no tardó en llegar y se dio apenas unas semanas más tarde, a mediados de agosto. En la recorrida, que volvió a darse por Loma Campana, el funcionario estuvo acompañado por el Jefe de Gabinete, Marcos Peña, quien sí pisaba por primera vez Vaca Muerta. Desde las oficinas de la gerencia de No Convencionales que YPF posee en el yacimiento, Iguacel anunció que luego de once años el país volvería a exportar gas natural hacia Chile, gracias al incremento de la producción que estaba impulsando el shale gas. Para esto el funcionario modificó la regulación vigente por medio de la Resolución 104/2018 que fijó un nuevo esquema de exportaciones en el que se estableció que las empresas que hayan sido beneficiadas con los subsidios a la producción del nuevo Plan Gas perderán el cúmulo correspondiente a los volúmenes que pacten enviar al exterior. El anuncio culminó con once contratos de exportación pautados, en su mayoría con gas de la cuenca

Neuquina, y por un total que en caso máximo puede alcanzar un despacho diario de hasta 11 millones de metros cúbicos por día. Pocos días más tarde Iguacel retornó a Vaca Muerta, aunque esta vez como secretario de Gobierno de Energía, luego de las modificaciones realizadas por el gobierno de cara al achique de gastos pautado con el Fondo Monetario Internacional (FMI). Pero la visita se dio junto a Mauricio Macri, quien por primera vez visitó la formación no convencional como Presidente de la Nación. En la recorrida del mandatario se incluyó el paso, sin prensa, por Fortín de Piedra, para luego participar del relanzamiento de la Mesa Vaca Muerta, un espacio por medio del cual los gobiernos nacional y provinciales, las operadoras y los sindicatos buscan mejorar los desarrollos para acelerarlos y apuntalar la golpeada economía argentina. Es que para entonces Vaca Muerta había pasado ya a ser toda una bandera para el Gobierno nacional pues, a diferencia de otros rubros de la actividad industrial en las petroleras fue donde menos impacto generó el escándalo de los cuadernos de

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la corrupción del anterior Gobierno nacional. Pero además, de la mano de las exportaciones en ciernes, la industria hidrocarburífera prometía para entonces poder ser una nueva fuente generadora de divisas contan-

tes y sonantes. A principios de octubre, Iguacel volvió a visitar Vaca Muerta y a participar de una nueva edición de la Argentina Oil & Gas Patagonia, que organiza el IAPG, el espacio en el cual volvió a

hacer un anuncio con fuerte impacto para la industria nacional: la retirada del buque regasificador del puerto de Bahía Blanca y la reducción de los volúmenes de gas que se adquieren desde Bolivia.

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Más de 8.000 personas en la AOG Patagonia 2018 La reunión de la industria de los hidrocarburos convocó a más de 150 empresas ofreciendo charlas, presentaciones y rondas de negocios.

l Espacio DUAM de la ciudad de Neuquén fue sede de la Argentina Oil & Gas Patagonia (AOG), en su edición 2018, contando con una cifra récord de más de 8.000 visitantes. AOG Patagonia 2018 se realiza cada dos años y es organizada por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG). Desde su primera edición, este encuentro ha logrado posicionarse como una vidriera donde exhibir todas las novedades en productos, tecnologías y emprendimientos asociados al sector. Tal es la importancia que ha ganado que en la inauguración el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, estuvo acompañado por el secretario del departamento de Energía de Estados Unidos, Shawn Bennet; el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón; el intendente de la ciudad de Neuquén, Horacio Quiroga; y el senador Guillermo Pereyra, entre otros funcionarios. Así, el Espacio DUAM de Neuquén recibió a más 8.000 personas que durante el 3 y el 5 de octubre recorrieron los stands de las 150 empresas de la industria del petróleo y el gas. Entre ellas, YPF, Pan American Energy, Tecpetrol, Tenaris, Techint, Exxon Mobil, el Gobierno de la provincia de Alberta, Canadá; la Cámara de Comercio de Canadá, la embajada de ese país y las empresas 5Blue Processing Equipment Inc, AMR Process, Enercorp, KatchKan, Loyds Registry Energy Canada, Petro-Techna International, Resource Well Completion Technologies Inc., Terralog Technologies Inc, Stantec, Teletics, Amperage Energy, Orion Projects y Contreras.

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El IAPG estrenó su gigantesca carpa estructural para eventos, donde las compañías armaron sus stands con alto nivel de confort. Alrededor de este pabellón y de los demás ambientes, incluyendo un predio para tráilers y gran maquinaria, los más de 8.000 visitantes pudieron admirar las novedades tecnológicas e incluso asistir a programas de radio en vivo. Los organizadores también ofrecieron un amplio programa de actividades que incluía jornadas de actualización de conocimientos y charlas dedicadas a los jóvenes profesionales, así como conferencias y workshops a cargo de especialistas del sector sobre diversos temas vinculados a la industria. AGENDA Uno de los puntos más destacados de la AOG Patagonia 2018 fueron las Jornadas de Desarrollo, Tratamiento y Transporte de Gas del IAPG, que contaron con tres mesas redondas magistrales en las que se expuso la visión de las empresas y de los CEOs sobre la actualidad y los desarrollos a corto y largo plazo en 12 trabajos de excelencia; la jornada JOG para los jóvenes neuquinos, buscando responder a sus principales preocupaciones –las posibilidades de crecimiento profesional y la realidad de los recursos no convencionales que hoy llegan a sus puertas-; y el Workshop de Completación de Pozos No Convencionales, con un instructor de lujo y charlas de 5 empresas. Además, las operadoras y pequeñas y medianas emprendedoras encontraron un espacio propicio para generar nuevos negocios y contactos, a través de las tres Rondas de Negocios nacionales e internacionales realizadas en el marco del evento, las cuales lograron reunir en total a más de 50 compañías. Esta nueva edición de reunión de la industria de los hidrocarburos más importante de la región contó como nunca antes con la visita de cientos de jóvenes profesionales o estudiantes universitarios que pasearon por la AOG Patagonia 2018 y entablaron networking con las empresas.

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“Helping people be their best in the moments that matter”

Tecnología, la nueva “energía digital” del sector petrolero

otorola Solutions, desde hace 90 años crea soluciones innovadoras y presta servicios de comunicación de misión y operación crítica que ayudan a los clientes a optimizar la eficiencia operativa y efectividad en su tarea. Ha brindado soluciones y servicios a empresas del sector minero y petrolero como Shell, British Petroleum, Chevron, Exxon, entre otros y a nivel Latinoamérica se puede nombrar a: YPFB Andina, Gases de Occidente en Cali, Minera Collahuasi, PEMEX, Petrobras, PDVSA, ECOPETROL, YPF. En un mundo actual ávido de energía, la demanda de petróleo alcanza niveles sin precedentes. Encontrar nuevas fuentes de petróleo se vuelve cada vez más costoso e implica un nivel de exploración extremo. Además, impulsado por el aumento de los costos en exploración y producción, así como por el incremento de la competencia y presiones regulatorias, las compañías están buscando nuevas formas de aumentar la capacidad de producción y eficiencias. ¿Cómo hacer para superar este desafío de manera segura sin dejar de ser competitivo? La digitalización habilita la conectividad y facilita la comunicación. Motorola Solutions posibilita que su personal pueda comunicarse entre sí al instante y de manera segura vía comunicaciones PTT (siglas en inglés que corresponden a Push To Talk) entre radios, smartphones, laptops, tablets, teléfonos fijos o cual-

quier otro dispositivo conectado. Esto, sin importar en qué parte del mundo se encuentran, o a qué red se conectan (LTE, LMR, LAN, Wi-Fi); y brindando la posibilidad de aprovecharse de un completo ecosistema de aplicaciones, Internet

cuando se desarrolla algún evento inesperado, contener el riesgo, actuar rápidamente y reducir el impacto en los recursos. El ecosistema de comunicaciones digitales de Motorola Solutions puede ser un aliado fundamental, al ser una plataforma flexible que permite la interoperabilidad, por ejemplo para los equipos de prospección, especialmente los desplegados en lugares remotos y sensibles con fines de exploración y extracción. Aquí, la inmediatez para enviar y reportar información, como imágenes potenciadas por la inteligencia artificial, la coordinación de operaciones en el campo y el estar siempre conectado con el personal es imprescindible para la rápida toma de decisiones que puede representar un impacto directo en las ganancias. La

de las Cosas Industrial (IIoT), inteligencia de imágenes y telemetría para extraer inteligencia sumamente valiosa de una avalancha de datos, y compartir la información al instante con los miembros del equipo que más la necesitan a través de las soluciones de comando y control. Todo esto proporciona conciencia de situación para

digitalización es una palanca para la innovación que mejora la productividad, rentabilidad y la eficiencia además de empoderar y proteger al activo más valioso –el personal–, que es la pieza clave para cumplir con todos los objetivos. Motorola Solutions a través del modelo de Servicios Administrados brinda la posibilidad de gestionar toda operación de comunicaciones críticas con altos estándares de eficiencia, permitiéndole al cliente ocuparse de su negocio específico.

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Flow y el innovador proceso de limpieza y preparación de superficie con agua

resentamos en este artículo a grandes rasgos las características de la tecnología con mayor desarrollo y crecimiento en el mundo desplazando a las del tipo grit o blasting tales como granallado, arenado y otros. A medida que la productividad aumenta en los sistemas con chorro de agua (waterjetting), la misma se está orientando hacia nuevas aplicaciones que hasta hace poco se consideraban fuera de su alcance. Estos sistemas se utilizan cada vez más en todas las industrias y sin limitaciones. CONCEPTOS:

La remoción del material es función de la densidad energética que es la energía focalizada en un área de muy pequeña dimensión. A medid a que elevamos esa energía, ya sea a través de mayores presiones y potencias, logramos avanzar por sobre las presiones mínimas del revestimiento para las diferentes aplicaciones, tal como vemos en el gráfico que relaciona la Tasa de remoción de material con dicha energía focalizada. En el caso del Decapado de Superficie (o Stripping en inglés), a la alta presión se necesita una rotación del chorro de agua para obtener el efecto de fresado que permite el desprendimiento del revestimiento

del sustrato. VENTAJAS: Ventajas del chorro de agua sobre los procesos de naturaleza grit o blasting Podemos dividir en operativas, medio ambientales y de salud de las personas involucradas en la faena. Enumeramos: No hay polvos ni contaminantes en el aire. No se requieren estructuras de contención de polvos, enmascarado de piezas mecánicas o encapsulado de sistemas periféricos. No hay sílice en el aire, evitando la silicosis. No hay interferencia con trabajos adyacentes y/o simultáneos. Los recubrimientos se adhieren mejor y duran más al mantener el perfil de anclaje original y al dejar al sustrato sin sales solubles contenidas. Al no trabajar con abrasivo eliminamos los costos de Transporte, Almacenamiento y Recolección Acelera el proceso de trabajo ya que elimina tiempos de preparación de sistema de contención, limpieza y carga para disposición. APLICACIONES: Originalmente las bombas de desplazamiento positivo de baja y media presión se utilizaron para la limpieza industrial. A comienzo de los años 90 FLOW diseñó una bomba de desplazamiento positivo

de ultra alta presión (UHP) de última tecnología. Esto permitió superar la barrera de los 36.000 psi y llegar hasta los 55.000 psi de trabajo a régimen continuo, con lo cual las aplicaciones pasaron a ser de las más variadas. Algunas aplicaciones asociadas a la presión: Hidro-Excavación a 10.000 psi Desobstrucción de intercambiadores de calor a 20.000 psi o más Pruebas de Presión Hidrostática hasta 22.500 psi Limpieza Industrial en el rango de 10.000 psi a 30.000 psi Hidro-Demolición en el rango de 20.000 psi a 55.000 psi Corte Industrial en campo en el rango de 40.000 psi a 55.000 psi Preparación de Superficies en el rango de 40.000 psi a 55.000 psi Los segmentos de la industria que utilizan esta tecnología son Petroquímica, Naviera, Construcción, Minería, Automotriz, Acerías, Papeleras, etc. Ante este enorme abanico de aplicaciones, lo invitamos a contactarnos ante el primer interés que tenga de conocer si la tecnología es aplicable a su día a día.

Ing Gustavo Héctor Quintanilla Regional Sales Manager

Tasa de Remoción de material Límite de Presión

Densidad Energética Limpieza

Pulido

Decapado

Corte

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Tesacom ofrece monitorear los yacimientos con las mejores herramientas

a compañía es líder en movilidad satelital brindando las mejores opciones para monitorear las actividades en el yacimiento. Desde hace más de 20 años, Tesacom se ha convertido en una empresa líder en la región en movilidad satelital y pionera en el desarrollo de soluciones de Internet de las Cosas (IoT) y Machine to Machine (M2M), ofreciendo servicios de hardware y software para distintos mercados verticales como energía, petróleo y gas. La compañía se caracteriza por brindar desarrollo, integración y expansión de redes sin necesidad de infraestructura terrestre, de rápido despliegue y comunicación de voz grupal o de cuadrilla en campo, e interoperabilidad de tecnologías. También tiene en su portafolio completos sistemas redundantes de back up satelitales de redes. Es por eso que para monitorear yacimientos, sea en oleoducto, gasoducto o poliducto, se hace un seguimiento de caudalímetros de hidrocarburo, de tanque, tanto en nivel continuo como de switches de nivel, sistemas de seguridad para válvulas de bloqueo, corrosión, protección catódica y otros de integridad de ductos, comunicación transparente de datos de computadores de flujo o correctores de caudal, entre otras características. La comunicación satelital que

ofrece Tesacom consta de cobertura local, regional y mundial al mismo costo, y su infraestructura instantánea y soluciones de red temporales son grandes ventajas. Además, al ser independientes de la infraestructura terrestre son flexibles, capaces de proveer soluciones de uso compartido en situaciones normales y de alta respuesta en situaciones de emergencia o sobrecarga. También hay que tener en cuenta el rápido aprovisionamiento de servicios y su resistencia física y robustez que son de alta disponibilidad, despliegue rápido y alta confiabilidad. En tanto, para comunicaciones

en grupos coordinados y variados, las radios satelitales que permiten la interoperabilidad de redes son clave, porque aseguran la comunicación ágil entre las diferentes tecnologías y grupos de operación en campo y apoyo. Esto permite mejorar la eficacia en la gestión, coordinación y el seguimiento de las operaciones. Así, la empresa desarrolla e integra plataformas de visualización, monitoreo, telemetría y telecontrol de activos y recursos a diferentes sistemas informáticos, que permiten recibir la información al instante, con alarmas o reportes, en diferentes dispositivos.

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Brings Austral & ULOG: Desarrollando soluciones logísticas para Vaca Muerta

rings Austral y ULOG son empresas del Grupo Ultramar en Argentina especializadas en la industria, que proveen servicios de logística y personal Onshore y Offshore. El Grupo Ultramar tiene empresas presentes en la mayoría de los países latinoamericanos empleando a más de 8000 personas y ofreciendo actividades como operador de depósitos, terminales portuarias, representante de líneas marítimas, armador (dueño y operador) de buques de carga, etc. Las actividades Onshore que ofrecemos a través de Brings Austral & ULOG en las provincias de Neuquén, Tierra del Fuego, Santa Cruz y Chubut son:

presores de aire, grupos electrógenos, plataformas para trabajo en altura, manipuladores telescópicos, torres de iluminación, izaje, trailers, etc.

Abastecimiento – Procurement : Gerenciamiento, auditoría y supervisión de proveedores: Estructura de Compliance O&G – sistema ERP de gestión propio. Dar soporte a operaciones remotas y en start up de proyectos. Nuestra oferta de valor y ventaja comparativa es la velocidad, la búsqueda de optimizar costos y resolver problemas complejos. Servicios de Almacenaje y Logística en nuestra base-depósito de Neuquén y en los depósitos del puerto de Punta Quilla Provincia de Santa Cruz. Servicios de logística internacional y nacional, freight forwording Servicios de personal:. Elaboramos estrategias conjuntas con las gerencias de personal de nuestros clientes y servimos de buffer para lograr relaciones laborales adecuadas y balanceadas. Trabajamos junto a clientes y sindicatos en la búsqueda, selección, entrenamiento y administración del personal. Inversiones: Estamos en constante evaluación de nuevos servicios con la adquisición de activos tales como: Transporte de Personal, rodados, com-

Nos dedicamos a desarrollar soluciones logísticas a la medida de cada Cliente. Nuestro objetivo es convertirnos en un socio estratégico que integre y administre recursos propios, de nuestros clientes y de terceros; provea soluciones y acompañe el crecimiento y desarrollo de nuevos proyectos.

En Neuquén – Centenario, operamos nuestra Base de 1 hectárea que se encuentra sobre la Ruta 7, localidad de Centenario (corredor NeuquénAñelo). La base cuenta con dos naves de 400 m2 y 100 m2 , 6.000m2 de predio descubierto y las oficinas operativo – administrativas. Asimismo funciona como base de operaciones de mantenimiento y reparaciones de equipos, generadores, módulos y contenedores.

ULOG: a través de esta división proveemos soluciones logísticas internacionales y domésticas de forma integrada. El valor del servicio se focaliza en lograr eficiencias y sinergias conectando los eslabones de la cadena logística. Usando la estructura de las

empresas del grupo, ofrece rapidez, flexibilidad y control de costos en el armado de cotizaciones y proyectos. Con nuestros valores empresariales: Excelencia, Integridad Entusiasmo y Seguridad, generamos relaciones de largo plazo con nuestros clientes. Nos adecuamos a sus procesos en términos de calidad seguridad y protección del medio-ambiente, por ello estamos certificados en ISO 9001 y 14000. Contamos con políticas internas de HSE y Compliance. Hay que destacar que Brings Austral y AMI han sido un activo participante de las recientes operaciones E&P en la Argentina en los últimos 30 años. Las operaciones Offshore son de una magnitud de inversiones y tecnología que concentran altos niveles de exigencia y complejidad. Esto demuestra que nuestra organización está comprometida con la industria, que trabaja todos los días, confiando en este país y preparándose para afrontar los desafíos del futuro crecimiento del sector energético. Alejandro Devereux Gerente Oil & Gas Brings Austral AMI

// Cornejo: “Queremos volver a ser una provincia petrolera” // El fracking abre un nuevo horizonte productivo // Mendoza adjudicó seis áreas petroleras // Central Anchoris procesará gas de Vaca Muerta

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Alfredo Cornejo: “Queremos volver a ser una provincia petrolera” El gobernador de Mendoza dialogó con Anuario Petrolero sobre la actualidad de su provincia en hidrocarburos.

¿C

ómo ve el desarrollo petrolero en la provincia? - YPF es muy importante para Mendoza pero más para este departamento, queremos volver a ser una provincia petrolera, tanto San Rafael como Malargüe se formaron alrededor del petróleo. Es importante no perder la mirada estratégica. El sur debe generar riquezas para que un estado inteligente y efectivo pueda distribuirlas. - ¿Puede la provincia pensar en exportar gas y petróleo? - Estamos empecinados en que el Sur de Mendoza vuelva a ser un lugar petrolero y hay una oportunidad en la Argentina, aun con sus problemas económicos,

pero necesitamos seguir en esta senda de procurar inversiones que generen riquezas y que el Estado pueda distribuirla de forma eficaz. Para eso necesitamos volver al autoabastecimiento energético, y animarnos a exportar. Nuestro país necesita muchos recursos, la crisis es de nuestro sector externo, exportando entran dólares al país, queremos exportar

petróleo y gas y no sólo soja. Los resultados de las inversiones en el área petrolera son a largo plazo, vamos en la dirección correcta y hemos tomado decisiones con coraje, no sólo con el decreto de la reglamentación de la estimulación hidráulica sino que hemos dejado sin efecto contratos por no cumplir con las reglas establecidas, queremos la inversión al principio y no al final.

nemos una oportunidad para sentar las bases para que Malargüe tenga una actividad privada que explote.

- ¿Se puede reactivar el proyecto de Potasio Río Colorado? - Podemos reactivar Vale pero con otras condiciones macroeconómicas del país, tenemos esperanza y mirada estratégica. En un futuro el escenario será positivo pero hay que comenzar a trabajar desde ahora. Vamos a recuperar Vale y Pata Mora con una mirada logística. YPF nos ha ayudado con un estudio científico y

técnico para reactivar la actividad privada del pueblo y por eso se ha elaborado el proyecto para colocar un tren que conecte Vaca Muerta con el sur de Mendoza. Si hubiésemos tenido el polo de servicios que se proyectó en los últimos 30 años, hoy estaríamos explotando Vaca Muerta desde Mendoza y no desde Neuquén. No hubo estrategas ni estadísticas que vieran esto, hoy te-

- ¿Qué inversiones se esperan en la zona? - La empresa El Trébol tiene previsto invertir en este lugar 200 millones de dólares, pero si nos animamos a ser petroleros, vamos a tener inversiones de este tipo de forma continua, también debemos aguantar los cimbronazos de esta economía enferma que tiene el país pero que va en dirección de curarse, no hay que esperar que el Estado lo haga todo. En Pata Mora necesitamos llevar más gente del sector privado porque hoy el Estado hace todo allí. La asociación con YPF nos ha traído estudios, planes, inversiones y más, le pido a la dirigencia que aguante estos tiempos para que luego puedan disfrutar los réditos del petróleo, que levanta los estándares de vida de Mendoza como fue en los años 60, 70 y mediados de la década del 90.

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El fracking llegó a la cuenca Cuyana y abre un nuevo horizonte productivo En el yacimiento Puesto Rojas, la compañía El Trébol empezó a usar la fracturación hidráulica en cinco pozos. A fin de año, llegará a 15.

n medio de los cerros, unos 30 kilómetros antes de ingresar a la ciudad de Malargüe, está el Puesto Rojas. Este área petrolera comenzó a operar en 1974 y llegó a contar con 136 pozos, sin embargo en la actualidad 98 están inactivos y 14 fueron cerrados definitivamente. Pero como parte de la cuenca Neuquina, la formación Vaca Muerta y otra menos conocida, Agrio, le abren una perspectiva productiva de magnitud con la explotación del petróleo no convencional. Y es ahí donde entra en juego el fracking. Por primera vez, la empresa El Trébol, concesionaria de la zona, abrió las puertas del yacimiento para mostrar cómo se desarrolla una técnica que genera amores y odios por igual. “No se altera nada alrededor. Incluso después del proceso se retira el equipo de fractura y se coloca el equipo para extraer el petróleo como en cualquier otro pozo convencional”, explicó Marcelo Irusta, gerente del Activo Malargüe de El Trébol. Si las pruebas tienen éxito, la metodología podría extenderse a las formaciones convencionales de la cuenca Cuyana, en el norte mendocino, concretamente a la formación Cacheuta-Potrerillos. Así lo reconoció Emilio Guiñazú, subsecretario de Energía y Minería, quien aclaró que ese sitio “no tiene nada que ver con las localidades del mismo nombre”. “Si hay petróleo en formaciones convencionales, ese petróleo vino

»» completar

de una roca madre. Y potencialmente esa roca madre puede ser explotada. Así que si vemos que existe factibilidad técnica, económica y ambiental, iremos abriendo los horizontes no convencionales en toda la provincia”, aseguró el funcionario a los medios en la recorrida por los pozos malargüinos, donde la empresa mostró cómo es el proceso. AGUA DE FORMACIÓN Para descartar de plano uno de los principales cuestionamientos que genera la actividad, el uso de agua dulce en el proceso, la empresa desarrolló la forma de utilizar 100% agua de formación, que es aquella que se extrae junto con el petróleo en los pozos convencionales y no puede tener ningún uso. Lo común es que esa agua se

inyecte nuevamente en pozos especiales a 1.700 metros de profundidad. En este caso, la almacenan en tres tanques con capacidad total para 11.000 metros cúbicos y así no es necesario emplear agua que puede ser potabilizada. “En otras partes utilizan agua dulce, nosotros no. Investigamos y desarrollamos un proceso para poder reutilizar esa agua que no tiene otro destino que sea devuelta adonde vino, abajo, porque no puede tener ningún otro uso. Somos pioneros en este aspecto”, agregó el gerente de El Trébol. Antes y después del proceso y cada mes, personal de la dirección de Medio Ambiente, de Irrigación y también de la fundación Cricyt toman muestras de agua que se envían a un

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laboratorio en Buenos Aires para cotejar la calidad del agua de los acuíferos subterráneos y superficiales. “Hay que trabajar siguiendo las normas. Mendoza es pionera en regular la actividad, generando un decreto muy rígido que dice cómo trabajar en la provincia y que reduce los riesgos al mínimo. Después hay que controlar como corresponde”, sostuvo el secretario de Ambiente, Humberto Mignorance. Estas pruebas piloto que se desarrollan en Puesto Rojas con miras a determinar la productividad de la zona, demandaron una inversión de 70 millones de dólares. Ya se realizó en cinco pozos, ahora será en cinco más (cuatro son nuevos y uno solo estaba entre los inactivos) y hacia fin de año la empresa prevé realizar el procedimiento de estimulación hidráulica en otros cinco pozos. Si las pruebas arrojan resultados alentadores, la inversión podría ascender a los 1.000 millones de dólares y si hablamos de perspectivas por toda la explotación de la cuenca neuquina (Vaca Muerta), la producción petrolera en la provincia podrá saltar de 12.000 metros cúbicos de crudo por día al doble. Esto acompañado de un crecimiento de la misma magnitud en la mano de obra.

»» Emilio Guiñazú, subsecretario de Energía y Minería de Mendoza.

“Hoy el petróleo emplea a 14.000 personas, las proyecciones indican que se puede duplicar con el desarrollo de petróleo no convencional”, afirmó Guiñazú. El procedimiento de fracking es de alta complejidad en cuanto al equipamiento que requiere pero simple en el proceso. Siete bombeadores inyectan -a 1.800 metros de profundidad y a una presión de 5.000 libras por pulgada cuadrada- los 300.000 litros de agua que se utilizan para

provocar la estimulación. En medio del proceso también ingresa arena que irá a depositarse entre la roca fracturada. Tanto el agua y la arena van acompañados de seis aditivos. La única señal de que el proceso de estimulación ha comenzado es la aceleración de los motores de las estaciones (camiones) de bombeo. A su alrededor, los técnicos siguen el avance en la computadora. El procedimiento de fractura puede extenderse entre 1.45 y 2 horas.

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Mendoza adjudicó seis áreas petroleras a tres empresas Las promesas de inversiones entre YPF, Aconcagua Energía y El Trébol superan los 60 millones de dólares en los primeros años.

l Gobierno de Mendoza adjudicó seis áreas petroleras a tres empresas que presentaron las mejores ofertas en el proceso licitatorio. Se trata de YPF, Aconcagua Energía y El Trébol. De hecho, esta última es la que desarrolla desde hace unos meses los trabajos de fractura hidráulica en el puesto Rojas, en Malargüe. Entre las tres compañías prometen un total de USD 60.921.133 de inversión. La empresa Aconcagua ganó la explotación de las dos áreas que se habían licitado en ese sentido. El área Puesto Pozo Cercado está en Tupungato y había sido quitada a la empresa Chañares Herrados

por falta de inversión. Como pago inicial deberá abonar 82.924.750 pesos. Pero además se compromete a invertir USD 31.096.000 durante los primeros 10 años de concesión (la adjudicación es por 25 años). Además, deberá pagar el 12% de regalías. Para el área Atuel Norte la empresa deberá pagar siete millones de pesos como pago inicial y se comprometió a invertir USD 3.793.333 en la primera década de concesión. El Trébol como parte de Phoenix fue la primera empresa en hacer fracking en el Sur de Mendoza. Ahora consiguió el permiso de exploración para el

área Loma el Cortaderal y Cerro Doña Juana, con una promesa de inversión de USD 4.402.500 para el primer período de exploración. Si accede al segundo período de exploración, deberá invertir otros cuatro millones de dólares. A YPF la provincia que conduce Alfredo Cornejo le adjudicó el área CN VII A, en Malargüe, con una promesa de inversión de USD 9.287.800 en la primera etapa. También le adjudicaron el área conexa, CN VIII Norte, con una promesa de inversión de USD 4.585.000. YPF también consiguió la adjudicación del área Puesto Pozo Cercado Occidental, en Tupungato. Allí se compromete a invertir USD 7.756.500.

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La región presenta un gran potencial de petróleo no convencional La Provincia quiere aprovechar su porción de Vaca Muerta y de las formaciones Cacheuta, Potrerillos y Cabras. La disponibilidad de energía de un país, provenga del petróleo, gas, energías renovables o del carbón, es determinante para realizar cualquier actividad en una sociedad, ya que no sólo permite que los ciudadanos puedan calefaccionarse, utilizar medios de transporte o cocinar, sino que sin energía no habría industrias, empleos y, por lo tanto, tampoco crecimiento económico.

i bien las reservas de hidrocarburos convencionales están en un proceso de declinación, en Mendoza existe un gran potencial aún por explorar en las reservas del no convencional. Mediante la exploración y explotación del petróleo pesado y no convencional, la provincia podría mantener el ritmo de inversión y de empleo por los próximos 20 años. Autoridades de la Subsecretaría de Energía y Minería explicaron que en la cuenca Neuquina existe una porción de petróleo pesado equivalente a todo el crudo que se ha producido en Mendoza desde que se inició la explotación de hidrocarburos, es decir, todo lo que se generó en los últimos 50 años.

» » Santiago Fernández Herrero, director de Hidrocarburos de Mendoza.

“El grado de actividad de la industria en el no convencional de Mendoza va a depender de cuán eficiente sea el trabajo en conjunto entre Gobierno, empresas y sindicatos para lograr hacer rentable esta actividad y que la misma genere empleo e ingresos adicionales para la provincia. Hoy el Gobierno está acompañando a los sectores involucrados para facilitar estas inversiones y, por su parte, empresas y sindicatos están analizando el potencial futuro para adecuar los costos de producción local a estándares internacionales”, afirmó Santiago Fernández Herrero, director de Hidrocarburos. Actualmente, YPF, PETSA y Pluspetrol, así como otras empresas, se han mostrado interesadas en in-

vertir en no convencional, tanto en petróleo pesado como en explorar rocas generadoras de Vaca Muerta y Cacheuta en Mendoza Norte. Por su parte, la Provincia dispone de 20 áreas en el borde de la cuenca Neuquina, ubicadas en Malargüe, de las cuales cuatro saldrán a licitación en próxima ronda. El gran potencial de petróleo pesado se evidencia en un área de 300 km 2 aproximadamente, en el borde la cuenca Neuquina, donde hay estimaciones de que la reserva del petróleo in situ (oil in place) asciende a casi 1.000 millones de barriles de petróleo, de los cuales con la tecnología actual se podría recuperar el 10% de ese volumen.

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NO CONVENCIONAL Se denomina no convencional al petróleo y gas que fue formado en la roca generadora a grandes profundidades, que no alcanzó a ser expulsado hacia algún reservorio y para poder extraerlo se necesita estimular hidráulicamente la roca. Es decir que en todas las áreas de donde se extrae petróleo convencional hay una reserva de no convencional. No se considera como “no convencional” cuando la roca generadora se encuentra naturalmente fracturada y su producción no requiere de mayor complejidad que aquella que demanda un hidrocarburo convencional. En Mendoza, el futuro de la producción del petróleo no convencional va a provenir de comenzar a estimular la roca generadora, que en el caso de la cuenca Cuyana se corresponde con las formaciones Cacheuta, Potrerillos y Cabras. Por su parte, en la cuenca Neuquina, el potencial del no convencional de Vaca Muerta es enorme, junto a las rocas generadoras Tres Esquinas y Molles. Asimismo, las energías renovables que se producen en Argentina, y especialmente en Mendoza, sean fotovoltaicas, eólicas o hidroeléctricas, si bien no reemplazan la dependencia de los hidrocarburos, sí colaboran con la satisfacción de la demanda de energía, con una baja o nula emisión de gases de efecto invernadero, y a su vez logran la diversificación de la matriz energética.

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Por la suba del dólar y el petróleo, crecen 29% las regalías en Mendoza La producción sigue cayendo pero el escenario económico compensó la retracción.

n los primeros siete meses de 2018 creció 29% la recaudación de Mendoza por regalías hidrocarburíferas. Los números demuestran que la mejora no se debe a un incremento de la producción, sino a la suba del dólar y al aumento del precio internacional del crudo. Sin embargo, desde el gobierno de Alfredo Cornejo afirman que el nuevo escenario económico incentivará la exploración y explotación. Según la Dirección General de Regalías de la Administración Tributaria Mendoza (ATM), en los primeros siete meses del año pasado la provincia percibió $ 1.814.724.070 en concepto de regalías, mientras que en igual periodo de 2018 recaudó $ 3.042.430.814. La diferencia en términos nominales es de 68%, pero si a ese valor se le resta la pérdida del poder adquisitivo por inflación, se deduce que la mejora fue del 29%. Para llegar a ese valor, se tuvo en cuenta la medición del Índice de Precios al Consumidor (IPC) de la Dirección de Estadísticas e Investigaciones Económicas (DEIE). La participación del gas en el monto total percibido por regalías es muy baja, apenas el 7% del total, mientras que el petróleo aporta el 93% restante. FACTORES INFLUYENTES Santiago Fernández Herrero, director de Hidrocarburos de Mendoza, analizó los resultados de la recaudación por regalías e hizo algunas aclaraciones. “La producción es la misma, pero la devalua-

ción repercutió en el monto total percibido. También tuvo mucho que ver la suba del precio internacional del barril de crudo. Ambos factores impulsaron el crecimiento en la recaudación”, apuntó. También el economista José Vargas, director de la consultora Evaluecon, se refirió al precio del dólar como uno de los factores determinantes. “El crecimiento de las regalías tiene que ver con el aumento del precio del dólar, porque la suba del tipo de cambio fue brusca y con esto Mendoza -al igual que otras provincias petroleras- ha logrado recaudar mucho más en poco tiempo”, comentó. Para entender mejor la lectura de los especialistas, sirve repasar el comportamiento que el dólar y el petróleo tuvieron en el último año. En lo que respecta al tipo de cambio, los números son claros. En julio del año pasado, la moneda estadounidense cotizaba en el mercado minorista a $17,94, mientras

que en julio de este año ya había alcanzado un valor de $28,05. Eso quiere decir que por cada dólar pagado por las empresas petroleras en concepto de regalías, el Gobierno recibió $10,11 más que el año pasado. PRECIO DEL BARRIL Al mismo tiempo, el petróleo dio un salto significativo. En los primeros siete meses de 2017, el barril “Brent” osciló entre USD 52 y USD 55, mientras que en igual período de 2018 el precio tocó un mínimo de USD 62 y un máximo de USD 79. Eso implica que por cada barril producido este año, las empresas pagarán más dólares que en 2017. El punto negativo es que la producción ha desmejorado. Según los datos publicados por el Ministerio de Energía de la Nación, en los primeros siete meses de 2017 se produjeron 2.505.849 m3 de crudo en Mendoza, mientras que en igual período de 2018 se logró una

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producción de 2.501.388 m3. La diferencia interanual es mínima (0,2% negativa), pero el resultado de 2018 (período enero-julio) es el segundo peor de los últimos 10 años. De hecho, si se hace una comparación con lo que se extraía en la provincia en 2008, se encuentra que el sector ha caído 34% en la última década. Peor aún es el presente de los productores de gas. En los primeros siete meses del 2018 se contrajo 11,6% la producción de ese hidrocarburo en la provincia, pasando de 1.165 millones de m3 extraídos en 2017 a 1.029 millones de m3 este año. Eso explica por qué cayeron las regalías de gas, pese al impulso que podrían haber tenido por la devaluación. Como lo demuestran las estadísticas repasadas, las condiciones están dadas para que las regalías hidrocarburíferas de Mendoza sigan creciendo, pero el resultado podría ser mucho mejor aún si los niveles de producción en la provincia fueran más altos. INCENTIVAR LA PRODUCCIÓN El director de Hidrocarburos explicó que la provincia está trabajando para incentivar la producción y atraer inversores. “En ese sentido el precio del dólar no influye, por-

» » José Vargas, director de la consultora Evaluecon.

que los contratos en pesos prácticamente no existen en el negocio hidrocarburífero”, comentó. “Estamos trabajando en el lanzamiento de nuevas licitaciones. Vaca Muerta es un gran imán que ha captado la atención de los grandes inversores en Neuquén. Mendoza debe buscar cómo atraer a los capitales”, apuntó. Se mostró de acuerdo el economis-

ta José Vargas, aunque advirtió que “con un tipo de cambio alto hay que prestar atención a los costos internos, que también están creciendo”. Otro punto sobre el que hizo hincapié el experto fue la presión tributaria. “Para recuperar el nivel de inversión existen diferentes recetas, pero lo primero que debemos hacer es pensar en bajar la carga impositiva”, recomendó.

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Central Anchoris: la planta de Mendoza que procesará gas de Vaca Muerta La puesta en marcha de la nueva Central Térmica representará ingresos por regalías gasíferas, Ingresos Brutos por producción de gas e Ingresos Brutos por generación.

a central termoeléctrica de Anchoris, en Luján, fue distinguida como el Proyecto del Año por la Asociación de Ejecutivos de Mendoza (AEM). Al mismo tiempo, su operador, Galileo, confirmó que la planta, que utiliza gas natural licuado (GNL) como insumo, empezará a procesar el extraído de la formación Vaca Muerta. A nivel mundial, Anchoris es la primera Central Termoeléctrica independiente de los gasoductos en ser alimentada por GNL proveniente de pozos no conectados. Durante el evento, los ejecutivos también galar-

donaron a Emesa (Empresa Mendocina de Energía Sociedad Anónima), que planificó el complejo. La AEM eligió a Anchoris, un proyecto que en su etapa inicial aportará 41 megavatios (MW), la demanda de 125 mil mendocinos. Básicamente, generará electricidad a partir del gas natural. Diariamente, requiere de 200 mil metros cúbicos diarios (m3/d) que antes se venteaban en los pozos y ahora llegan a la central a través de un Gasoducto Virtual de GNL, en camiones que los transportan a la central luego de pasar por

estaciones móviles de licuefacción. “En las próximas semanas empezaremos a licuar en pozos de Vaca Muerta. Esto complementará la capacidad de licuefacción que se está desplegando en Mendoza”, precisó Julio Rodríguez, de Galileo. Concretamente, los tráilers Criobox que se utilizan en el proceso van a movilizar desde los yacimientos del megabloque hidrocarburífero 300 mil m3 por día a través del gasoducto virtual. Una inyección adicional del principal insumo que necesita Anchoris en el proceso de generación eléctrica.

// Impulsan la reactivaciรณn de 350 pozos en el Noroeste // El Litio mueve millonarias inversiones // En Cafayate se construye el primer Parque Solar de Salta

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La cuenca Noroeste busca redefinir su sistema petrolero Los desafíos en Salta y Jujuy ante los registros de producción en baja.

“L

a tendencia declinante de la cuenca Noroeste y la escasa inversión en trabajos exploratorios se mantiene”, remarcó el secretario de Energía de Salta, Marcelo Juri, al evaluar el complicado escenario que llevó a la administración de Juan Manuel Urtubey a instrumentar una serie de medidas con las que se intenta reactivar la actividad. Estudios concretos prueban que los recursos existen: la historia productiva de la cuenca es el testigo más fiel, pero las provincias norteñas necesitan afianzar un plan integral exploratorio, enfocado principalmente en los recursos convencionales de la región, y avanzar con estudios conjuntos que permitan determinar, con mayor certeza, el potencial no convencional de la formación Los Monos. En este contexto, Salta completó en 2018 trabajos de ordenamiento de la información hidrocarburífera y con la nueva base de datos, en la que se recopilaron antecedentes técnicos y

»» Marcelo Juri, secretario de Energía de Salta.

productivos de los últimos 40 años, redefinió 15 áreas exploratorias libres. Con la información puesta a disposición de empresas interesadas, se lanzó un proceso licitatorio público nacional e internacional de 12 de las áreas. La apertura de ofertas se realizará en abril de 2019. Juri destacó que, entre las medidas de incentivo dispuestas en Salta, se dictó recientemente la ley 8086, de promoción y estabilidad fiscal para la generación de empleo, que prevé

exenciones de impuestos, el otorgamiento de certificados de crédito fiscal que cubren hasta el 40% de las inversiones a realizar y que pueden usarse para cancelar los impuestos a las actividades económicas, de sellos e inmobiliario rural. La ley de Promoción también faculta al Estado provincial a ceder bienes de su dominio en comodato por períodos de hasta 20 años o a locarlos a precios de fomento y apoyar las gestiones para la obtención

de créditos ante entidades bancarias y financieras, tanto públicas como privadas, como así también brindar asistencia técnica, a través de los organismos competentes, en aspectos administrativos, económicos, financieros, ambientales y tecnológicos. La citada ley “incluye un régimen de promoción de la actividad hidrocarburífera con objetivos puntuales. Uno de ellos es la investigación, desarrollo y producción de hidrocarburos líquidos y gaseosos en explotaciones convencionales y no convencionales”, destacó el funcionario salteño. A la par, se fomenta la búsqueda de nuevas formaciones hidrocarburíferas que permitan incrementar las reservas, para así poder redefinir el sistema petrolero salteño. También se promueve la inversión privada en exploración y explotación de hidrocarburos en territorio provincial y se estimulan estudios, investigaciones, obras y actividades que contribuyan al desarrollo del sector hidrocarburífero. El régimen especial incluido en la

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8086 -agregó Juri- establece zonas y actividades prioritarias para la promoción de la actividad hidrocarburífera, alienta nuevos proyectos de exploración en áreas no productivas y promueve inversiones en áreas ya

concesionadas para incrementar su producción actual. El titular de Energía de Salta, que concentra la producción gasífera de la cuenca Noroeste en tres áreas del departamento San Martín (Acambuco,

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Aguaragüe y Ramos), destacó que esa provincia puso en marcha un plan de recupero de lotes de explotación, que serán revertidos, ya sea por concesiones vencidas o por inversiones no realizadas con una ronda licitatoria prevista en el mediano plazo. “La actualidad de la política energética nacional está claramente concentrada en lo no convencional y focalizada en una única región con muy buenos resultados”, sostuvo Juri, en referencia a Vaca Muerta y otras áreas de la Patagonia. “Sería muy interesante para el país poder articular con todas las provincias productoras distintas políticas orientadas a repotenciar la exploración y explotación de sus recursos y propender así, como lo manifestamos en tantas oportunidades, a un desarrollo más federal de la actividad”. Por lo pronto, el gobierno salteño busca acordar con importantes operadoras del sector la ejecución de estudios específicos sobre la formación Los Monos, para cuantificar el potencial de shale gas y tight gas revelado por trabajos ya desarrollados. “Existen grandes posibilidades de hallazgos, si se considera, además, que distintos pozos que alcanzaron la formación marcaron saltos exponenciales en el contenido de gas”, subrayó Juri. RENOVABLES La provincia de Salta cuenta con

un importante potencial para el desarrollo de las energías renovables y un marco de promoción que comparte los incentivos fijados para los proyectos hidrocarburíferos en la mencionada ley 8086. “Estamos convencidos de que es posible y necesaria una convivencia entre ambos recursos. Están y tenemos que saber aprovecharlos con una adecuada complementación. En lo personal, veo muy difícil una prescindencia de un sector por sobre el

otro”, recalcó el funcionario. En esa inteligencia, y como novedad, Salta desarrolló un Sistema de Información Solar a través de un convenio firmado con el Conicet. Un aplicativo web de consulta espacial y temporal de datos de radiación solar y temperatura permite a inversores interesados realizar evaluaciones técnico-financieras para proyectos de instalación de paneles fotovoltaicos o calefones solares.

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En el Noroeste impulsan la reactivación de 350 pozos de baja productividad Están ubicados en los yacimientos Vespucio, Tranquitas y Lomitas.

»» Intendentes, legisladores y trabajadores del sector empujan un proyecto para aprovechar su potencial.

l gremio que agrupa a trabajadores petroleros de Salta y Jujuy conformó una mesa de trabajo con los intendentes de Tartagal, General Mosconi y Aguaray para impulsar la reactivación de pozos someros que fueron abandonados en la cuenca Noroeste por su baja producción. El proyecto, que es analizado por la Secretaría de Energía de la Nación, movería empleos y servicios vinculados a la actividad hidrocarburífera del departamento San Martín, en el norte salteño, donde los maduros yacimientos gasíferos de las áreas Ramos, Aguaragüe y Acambuco llevan más de una década con registros declinantes. Dirigentes del Sindicato de Trabajadores de la Industrialización de Gas y Petróleo de Salta y Jujuy se reunieron

en octubre con los intendentes de Mosconi, Isidro Ruarte; de Aguaray, Alfredo Darouiche, y de Tartagal, Eduardo Leavy, para insistir con la iniciativa que extrabajadores del antiguo yacimiento Norte de YPF, con sede en Campamento Vespucio, presentaron al gobierno nacional hace dos años. Muchos de los pozos contemplados en el proyecto fueron perforados hace más de 50 años por la petrolera estatal y algunos se remontan inclusive hasta 1930, como los del yacimiento Tranquitas. “Son cerca de 350 pozos de baja productividad que, con mínimas intervenciones, podrían mover a las pequeñas y medianas empresas (Pyme) que prestan servicios hidrocarburíferos en la zona y generar una buena cantidad de puestos de trabajo”, remarcó el secretario general del

gremio del sector, Sebastián Barrios. El intendente de Aguaray, Alfredo Darouiche, afirmó que la reactivación de los pozos someros aportaría beneficios económicos, sociales y también ambientales, porque antiguas perforaciones aún producen ocasionales surgencias espontáneas que aguardan intervenciones. “Como bien lo hizo notar el gremio petrolero, un solo pozo en Jujuy, que produce un camión diario de crudo, tiene superávit”, acotó Darouiche. Su par de General Mosconi, Isidro Ruarte, afirmó que “el norte extraña las grandes inversiones que desde hace un tiempo se focalizaron en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta”. El jefe comunal recordó que, en mejores momentos, cuando el yacimiento Ramos producía cinco

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veces más de gas que hoy, “siendo intendente pude comprar 24 vehículos para el municipio, pero en el yacimiento Norte hace mucho que se dejó de perforar y la actividad se limita ahora a trabajos de limpieza y mantenimiento de pozos”. Ruarte señaló: “en los alrededores de Vespucio hay 200 pozos someros que, con intervenciones de bajos presupuestos, podrían mejorar notablemente su producción”. Los antiguos yacimientos Vespucio, Lomitas y Tranquitas, según previsiones técnicas, tienen interesantes potenciales de gas y petróleo condensado. Los citados yacimientos están ubicados en los alrededores de Campamento Vespucio, a seis kilómetros al oeste de la localidad de General Mosconi, y fueron operados por la estatal YPF en las primeras décadas del siglo XX. Especialistas que trabajaron en esas áreas afirman que su potencial justificaría inversiones que, sin ser tan elevadas, alcanzarían para ponerlos nuevamente en producción. La zona cuenta con equipos de workover (reparación y mantenimiento de pozos) y personal capacitado. Pozos como el Vespucio 1 y 2 están a pocos metros de las viviendas del campamento que operó hasta 1991 como sede del Yacimiento Norte de YPF. El Tranquitas 126 ofrece una curiosa prueba de su potencial. Este pozo está ubicado prácticamente en el patio de una vivienda en la que su propietario, un extrabajador de YPF, improvisó una conexión con la

que se aprovisionó por años de gas. DATOS RECOPILADOS La selección de datos, ubicación y potencial productivo de cada uno de los pozos fue realizada por Raúl Palomino, un técnico minero ya fallecido que prestó servicios por más de 30 años en YPF. El especialista aseguró, años atrás, que el yacimiento con mayor potencial es Tranquitas, que concentra la gran mayoría de los pozos someros de

la cuenca Noroeste, cuyas perforaciones se remontan a 1930. “Esperamos que la Secretaría de Energía termine de analizar el proyecto y nos escuche. Nosotros, que conocemos las condiciones geológicas y productivas de esos pozos, estamos seguros de que es posible desarrollar un gran proyecto en el norte”, sostuvo Mario Reartes, extrabajador de YPF y titular de la Mesa Coordinadora de Desocupados de San Martín.

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Litio: el petróleo blanco mueve millonarias inversiones en Salta En la planta de Rincón, que empezará a construirse en 2019, se volcarán 600 millones de dólares.

n las inmediaciones de Sico, el paso cordillerano que conecta a la provincia de Salta con la región chilena de Antofagasta, comenzó a funcionar una planta modular de carbonato de litio con la que se probó un nuevo método que prescinde de las piletas de evaporación y acorta los tiempos de procesamiento del mineral estrella de la electromovilidad, la revolución digital y las energías renovables. El complejo, instalado en el Salar del Rincón, es la punta de lanza de uno de los proyectos de litio más avanzados de la Puna argentina, donde Rincón Mining, compañía de capitales canadienses y con base en Australia, empezará a instalar a mediados de 2019 una planta que procesará 25.000 toneladas anuales de carbonato de litio desde 2021 para los mercados internacionales. El Salar del Rincón tiene como puntos fuertes su cercanía a la ruta nacional 51, el sistema de transmisión eléctrica InterAndes y los puertos del norte chileno, aunque los contenidos de litio de sus salmueras -del orden de los 400 miligramos por litro- están por debajo de los de otros salares de la región, como el de Atacama, que marca la referencia más alta con 1.200 miligramos por litro. De todos modos, la tecnología de extracción aplicada en la planta demostrativa del Salar del Rincón pondría al proyecto del oeste salteño en los mejores planos de competitividad. El gerente general de Rincón Mining, Alejandro Moro, remarcó que el método de procesamiento directo “fue un paso necesario para lograr la viabilidad del proyecto y asegurar su financiamiento”.

»» Rincón Mining es una de las empresas que invierte en el litio de la Puna argentina.

Moro, un ingeniero electromecánico graduado de la Universidad de Buenos Aires y máster en administración y dirección de empresas de la Universidad de Pensilvania, se incorporó al proyecto Rincón en enero de 2017 tras ocupar por 15 años cargos ejecutivos en Australia. Hoy encabeza la nueva dirección estratégica de Rincón Ltd, compañía de capitales canadienses que era conocida hasta febrero como Enirgi Group Corporation y que tenía como subsidiaria en el norte argentino a la firma Ady Resource (ahora llamada Rincón Mining). El grupo, como parte de su reestructuración, decidió desprenderse de los activos internacionales que tenía en Australia y Estados Unidos para volcar todos los fondos en el desarrollo del litio en

Argentina. A comienzos de octubre, el directorio de la compañía matriz sesionó por primera vez en Salta y su presidente, John Hikc, viajó al Salar del Rincón, donde ratificó ante el centenar de trabajadores allí ocupado un plan de inversión de cerca de 600 millones de dólares. La compañía se dispone a licitar en los últimos días de 2018 o en el arranque de 2019 la construcción de una planta con capacidad para producir 25.000 toneladas anuales de carbonato de litio. Inicialmente estaba proyectada una planta de 50.000 toneladas anuales, pero el año próximo se iniciará la construcción de una de 25.000 y otra, de igual capacidad, se sumará dos años después. Moro explicó que “la decisión de dividir en dos fases el volumen

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de producción informado en 2016 se tomó para disminuir el riesgo inversor”. El gerente general de Rincón Mining adelantó que a la licitación de la primera de las plantas serán convocadas empresas argentinas e internacionales. En los dos años de ejecución de la obra serán ocupados cerca de mil trabajadores, en su mayoría de la zona, previamente capacitados. El proyecto despertó muchas expectativas y fuertes adhesiones en las comunidades de una región históricamente postergada. Moro aseguró que la producción del Salar del Rincón “se ajustará a las normas, los estándares y las mejores prácticas internacionales de protección del ambiente, la salud y la seguridad industrial”. El área cuenta con recursos certificados de 8,3 millones de toneladas de carbonato de litio equivalente en términos medidos, indicados e inferidos, y una vida útil de entre 25 y 40 años.

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En Cafayate ya se construye el primer parque solar de Salta En 2019 se iniciarán las obras de otras dos plantas fotovoltaicas adjudicadas por el gobierno nacional en la Puna.

n Cafayate, localidad turística de los Valles Calchaquíes, comenzó a construirse en julio el primero de los parques fotovoltaicos que adjudicó el Ministerio de Energía de la Nación en la provincia de Salta como parte del Plan de Energías Renovables (RenovAr). El proyecto de generación eléctrica, de 80 megavatios (MW), fue presentado en la primera ronda licitatoria de RenovAr por las empresas españolas Fieldfare e Isolux y adjudicado en noviembre de 2016 por el gobierno nacional. La planta será construida a pocos kilómetros al norte de la ciudad de Cafayate, sobre la ruta nacional 40, por Canadian Solar. El parque solar de Cafayate se construirá con una participación de componentes nacionales superior al 30%, de acuerdo a los compromisos que asumieron las oferentes españolas hace más de un año y que el presidente de Canadian Solar, Shawn Qu, ratificó tras la adquisición de los derechos del proyecto. La oficina ejecutiva de la compañía, que tiene instalados más de 26 gigavatios (GW) con módulos de calidad superior en un centenar de países, tiene programada la entrada en operación de la planta vallista para junio de 2019. La energía renovable de Cafayate, al igual que la de los dos parques solares adjudicados en San Antonio de los Cobres, principal población de la Puna salteña y estación del famoso Tren a las Nubes, ya tienen autorizado el ingreso al Sistema Interconectado Nacional por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico

del país (Cammesa). Así lo confirmó la ministra de Producción, Trabajo y Desarrollo Sustentable de Salta, Paula Bibini. “La Puna y los Valles Calchaquíes cuentan con un extraordinario potencial para la generación de energía limpia, empleo verde y nuevas cadenas de valor en el campo tecnológico que abre mayores oportunidades para la región”, afirmó Bibini. La energía renovable generada en los Valles Calchaquíes ingresará al sistema interconectado argentino a través de la línea de alta tensión de 132 kilovoltios (KV) que vincula a Cafayate con Pampa Grande, localidad salteña ubicada en el borde fronterizo con Tucumán. Además de la planta de Cafayate están próximos a construirse otros dos parques fotovoltaicos, de 100 MW cada uno, en San Antonio de los Cobres. Uno de esos proyectos, Puna Solar, fue presentado en la Ronda 1 del Plan RenovAr por las españolas Fieldfare e Isolux y vendido a la francesa Neoen. El otro, Altiplano I, fue adjudicado en la Ronda 2 directamente a Neoen. La compañía gala ya cuenta con to-

dos los acuerdos y tiene completados los estudios de impacto ambiental y social para instalar ambos parques en Los Patos, paraje ubicado a unos 15 kilómetros de la localidad de San Antonio de los Cobres, cerca de la intersección de las rutas nacionales 40 y 51. La inversión prevista en los proyectos de la Puna salteña es de 223 millones de dólares. La planificación de Neoen contempla el inicio de las obras de instalación de los parques solares de la Puna salteña a comienzos del año entrante, la finalización de los trabajos en diciembre de 2019 y su puesta en operación comercial a comienzos de 2020. La compañía tiene acuerdos de financiamiento cerrados con la banca pública y privada de Francia. En la etapa constructiva ocupará hasta 800 trabajadores en el pico de actividad. La ministra Bibini recalcó que la capacitación del recurso humano de la zona y la participación de proveedores locales son dos pilares de los desarrollos que empiezan a perfilarse en Salta de la mano de las nuevas tecnologías de generación fotovoltaica.

// PAE suma unde nuevo simulador entrenamiento • Primer Laboratorio Etilómetros en lapara región. • Se acerca la con Era de la “Energía Geotérmica. // IAPG, jornadas y congresos • PAE //reimpulsa la innovación de las pymes. Se realizó la 7a Expo Patagonia Minera

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PAE suma un nuevo simulador para capacitar a sus colaboradores Es el segundo que incorpora en menos de un año y se espera que en los próximos meses incorpore un simulador para entrenar técnicos de plantas de gas.

an American Energy (PAE) incorporó el primer simulador alojado en la nube que será

utilizado en su área de Energía en el golfo San Jorge. Esta herramienta está siendo utilizada para capacitar a los

empleados que pondrán en marcha la planta de Ciclo Combinado en Cerro Dragón.

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Es el segundo simulador que la operadora incorpora en menos de un año, apostando al entrenamiento basado en simulación para sus colaboradores. Desde el Energy Learning Center (ELC), la universidad corporativa de la compañía, Oscar Alvarez, gerente ejecutivo de Calidad Operativa, explicó que “en la actualidad, el nuevo perfil de profesionales en la industria necesita motivarse con metodologías como la simulación para poder aprender velozmente. Este es un proceso donde simular permite incorporar experiencias para aplicar en el campo realimentando las prácticas nuevamente en el simulador”. SIMULADOR Y CAMPO Los simuladores de plantas de procesos permiten mejorar las prácticas y ejecutar en forma repetitiva diferentes procedimientos críticos como una

puesta en marcha y una parada de planta y la respuesta a fallas o perturbaciones sin comprometer la integridad ni la seguridad de la operación. “La implementación del simulador con tecnología cloud permite que los empleados puedan realizar el entrenamiento desde cualquier oficina, ya sea en Cerro Dragón, en el centro de Comodoro Rivadavia o desde las oficinas de Buenos Aires. Esto nos brinda la flexibilidad necesaria para entrenar gran cantidad de personal sin la limitación de estar presente físicamente en el salón de entrenamiento como así también preparar al personal en la anticipación de fallas y en la minimización de estos eventos”, aseveró el gerente de Energía de PAE, Oscar Rigueiro. Hay que destacar que la implementación del proyecto de entrenamiento basado en simulación es la correcta

transferencia tecnológica y de conocimiento a los futuros instructores de PAE. “Esto garantiza una mayor y mejor utilización de la plataforma, y permite que la misma se inserte en la práctica habitual y en la cultura de la compañía”, sostuvo Hernán Macera, supervisor de la Planta de Energía. Es por eso que en el ELC de Comodoro Rivadavia se desarrolló la primera sesión Train the Trainers para quienes estarán a cargo de liderar el entrenamiento de los operadores del nuevo ciclo combinado. Consultores de amplia experiencia nacional e internacional aplicaron metodologías y estándares de capacitación enfocadas en el entrenamiento inicial y la recertificación de operadores. “Este método de capacitación respalda la adquisición de las mejores prácticas y transferencias de conocimiento, contribuyendo a aumentar la eficiencia y disminuir errores operacionales”, destacó el gerente ejecutivo de Operaciones golfo San Jorge, Rubén Morgani. PAE busca continuamente seguir capacitando a su personal por lo que se espera que próximamente sume un simulador para entrenar técnicos de plantas de gas. “Mediante estos planes de formación apuntamos a lograr el compromiso de los empleados pero también la idoneidad. Innovamos para aprender y para que nuestros colaboradores estén a la altura de las circunstancias, siempre teniendo en cuenta las tendencias de la industria y haciendo foco en la estrategia del negocio”, consideró Morgani.

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Más de un centenar de personas participaron de la 6ª Jornada de Calidad del IAPG Las conferencias, con el eje en petróleo y salud, fueron en el Santa Lucía Golf Club de Comodoro Rivadavia.

on el objetivo de generar un punto de encuentro y la excelencia de la gestión entre las empresas, la Seccional Sur del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) realizó la sexta edición de la Jornada de Calidad “Horacio Grillo” y el segundo Encuentro Regional de Sociedad Argentina Pro Mejora Continua (SAMECO) en el Santa Lucía Golf

Club de Comodoro Rivadavia. La propuesta se realizó el 3 de noviembre y reunió a más de un centenar de personas con representantes de diversas empresas de la región y el país. En este marco, Natalia Firka, tesorera de SAMECO, destacó que la entidad tiene como objetivo propiciar la mejora continua, con la idea de

ser reconocidos como una institución líder. “Trabajar en proyectos de mejoras nos ayuda a crecer a nivel empresa y personal, y también a nivel país, por eso es importante difundir y tener alcances más allá de la industria del petróleo. Somos brazos extensores de difusión”, explicó. “Desde hace años comenzamos a promover encuentros regionales,

como una forma de federalizar. El desafío es hacer que estas prácticas sean posibles para que vayan evolucionando a través de los verdaderos protagonistas de las mejoras. Estamos muy agradecidos de estar presentes en este encuentro y les pedimos que nos ayuden a darle continuidad”, agregó. Por su parte, Rubén Morgani, vicepresidente del IAPG Seccional Sur, manifestó que “esta actividad tiene como propósito generar un punto de encuentro en temas relacionados con la mejora continua y en la excelencia de la gestión. Es un espacio ideal para aprender y compartir”. EXPOSICIONES La primera disertación estuvo a cargo de Héctor Formento de SAMECO denominada “El dilema de la participación”. Mientras que Macarena Graiño brindó una charla sobre “Programa de impulsores de la mejora continua”. El encuentro no sólo abordó temas de la industria petrolera sino que también hubo espacio para sectores como la Salud. Es por eso que Guadalupe Ara, gerente de Operaciones de Penta brindó la charla “Sumando calidad”. Además, el Instituto Argentino de Normalización y Certificación (IRAM) estuvo presente con la disertación de

Gustavo Pontoriero, sobre la norma IRAM 50501 Gestión de la Innovación. Por su parte, David Hafford, jefe de Mantenimiento de YPF, disertó sobre “Metodología Lean para la gestión de pérdidas de producción”. Las tres últimas charlas estuvieron a cargo de Natalia Rementería, especialista del Instituto Nacional

de Tecnología Industrial (INTI) y Carolina Borda, líder regional de Desarrollo de Proveedores de YPF, sobre “Programa de la productividad de proveedores”. También se llevó a cabo la charla “POC portátil” a cargo de Nélida Chiguay de Pan American Energy (PAE); y “Metodologías ágiles” a cargo de Ariel Cagno de PAE.

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En Mendoza se debatió cómo responder a la demanda de recursos energéticos El 10o Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos se realizó en Mendoza con el objetivo de debatir cómo dar respuesta a la creciente demanda de las sociedades de diversos recursos energéticos.

l Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) realizó del 5 y 9 de noviembre el 10o Congreso de Exploración y Desarrollo de Hidrocarburos (CONEXPLO) en Mendoza. Bajo el lema “Energía y sociedad, aliados inseparables”, el encuentro tiene por objeto debatir sobre la transformación de las empresas de hidrocarburos en compañías dedicadas a la energía, para poder dar respuesta a la creciente demanda de las sociedades de diversos recursos energéticos, como los de fuentes renovables. Con la participación de autoridades de las principales empresas del sector de hidrocarburos, CONEXPLO tuvo a Vaca Muerta como uno de sus ejes, para intercambiar ideas sobre exploración y desarrollo en no convencionales. En el encuentro participó el secretario de Energía de la Nación, Javier Iguacel, y el presidente del IAPG, Ernesto López Anadón. Iguacel valoró la oportunidad que tiene la Argentina en materia de exportación de hidrocarburos. “Somos uno de los tres países del mundo que desarrolla en forma comercial, económica y sustentable los recursos no convencionales. La pasión por

hacer y buscar nuevos horizontes hace que lo imposible se convierta en posible y hoy tenemos una enorme oportunidad”, consideró Iguacel. “Si esa pasión la volcamos a hacer de Argentina un proveedor mundial de energía, lo vamos a conseguir”, agregó el funcionario nacional. El titular de la cartera energética también se refirió a la licitación que busca ampliar el horizonte de reservas de petróleo y gas. “Se publicó el pliego de los 38 bloques de cuenca Argentina, cuenca Malvina y cuenca Austral. Suman entre dos mil y nueve mil kilómetros cuadrados con mucho incentivo para explorar”, detalló y sostuvo que “esperamos que en el talud haya un descubrimiento como el de Guyana”. El director de Hidrocarburos de Mendoza, Santiago Fernández Herrero, participó del congreso en la mesa redonda “La visión de las provincias productoras a través de sus representantes”, donde se trataron temas como los desafíos que implica la coordinación federal y provincial para generar incentivos que atraigan inversiones hidrocarburíferas. “Desde la dirección presentamos

un trabajo sobre la industria hidrocarburífera de Mendoza que fue muy bien recibido en el congreso y donde demostramos la seguridad jurídica, el trabajo serio con los sindicatos y el accionar del Gobierno para el fomento y crecimiento de la provincia, tanto en tareas de exploración como explotación”, comentó Fernández Herrero. “Este encuentro va a ser un puntapié para continuar trabajando en nuestra política de desarrollo hidrocarburífero de Mendoza”, celebró el funcionario mendocino. El Instituto de Energía de Santa Cruz (IESC) también participó de la convocatoria a través de su presidente, Matías Kalmus; el gerente de Hidrocarburos, Juan Carlos Morales; y la geóloga Victoria Videla. En ese marco, Videla se refirió a la importancia que tiene el poder “dar a conocer no sólo los procesos ya avanzados, que siempre es positivo compartirlos como experiencia y que demuestran el gran interés de las Compañías por explorar las áreas hidrocarburíferas de nuestra Provincia, sino promocionar licitaciones sobre las que estamos trabajando desde el Instituto para los inicios de 2019”.

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Cómo deben ser las inspecciones no destructivas en ambientes explosivos

as directivas ATEX promueven la seguridad de los trabajadores de la industria. En diversas aplicaciones de inspección, los incendios y las explosiones constituyen a diario una gran preocupación. Prácticamente ningún otro aspecto de la seguridad industrial ha recibido más atención en forma de normas y documentos técnicos. Las industrias que operan con materiales o entornos peligrosos a menudo imponen estrictos procesos, regulaciones y requisitos de equipos de inspección para cualquier trabajo potencialmente peligroso, incluidas las tareas de ensayos no destructivos más habituales. ¿Qué es ATEX? El acrónimo ATEX proviene del francés ATmosphères EXplosibles (o atmósferas explosivas). ATEX es el nombre que se les da a las dos directivas de la Unión Europea para el control de atmósferas explosivas. La primera corresponde a la Directiva 99/92/EX (también conocida como ‘ATEX 137’ o “Directiva de lugar de trabajo ATEX”), y regula los requisitos mínimos para mejorar la protección de la salud y la seguridad de los trabajadores que se encuentran en riesgo en atmósferas explosivas. La Directiva 94/9/CE (también conocida como “ATEX 9” o “Directiva de equipos ATEX”) regula los equipos y sistemas de protección destinados a ser utilizados en atmósferas explosivas. ¿Qué es una atmósfera explosiva? Es aquella que puede ser causada por gases inflamables, vapores o polvos combustibles. Cuando una cantidad suficiente de estas sustancias se mezcla con aire, el recipiente contenedor puede explotar si hay una fuente de ignición, como por ejemplo una chispa. ¿Cómo se compara ATEX con la seguridad intrínseca y la prueba de explosiones? La frase seguridad intrínseca es

usada para describir productos diseñados para áreas peligrosas (es decir, explosivas). Este es un concepto de protección que se basa en limitar la energía eléctrica disponible a niveles que no sean de incendios, de modo que no se puedan producir chispas que podrían provocar el encendido de una atmósfera explosiva. El término a prueba de explosiones o “método de contención” se suele utilizar de forma inadecuada cuando se describe un equipo industrial. Para obtener una clasificación a prueba de explosión, el gabinete deberá poder contener cualquier explosión que se origine dentro de su carcasa, y de esta forma evitar que salgan chispas de ella que puedan encender una atmósfera explosiva que rodee el equipo. Un instrumento se considera a prueba de explosiones e intrínsecamente seguro cuando es operado dentro de las condiciones ambientales especificadas en tal equipo. Esto se logra gracias a los materiales que lo componen, tales como los nuevos protectores de pantalla, de gomas, entre otros. ¿Cuál es la diferencia entre ATEX, la calificación de grado de protección IP y el estándar MILSTD-810? La calificación IP consiste en le-

tras seguidas de dos números. El primer número representa el grado de protección contra sólidos (como polvo) y el segundo número, el grado de protección ante líquidos. Cuanto mayores sean estos números, mayor será el nivel de protección. MIL-STD-810 es un estándar militar de Estados Unidos que especifica cómo probar instrumentos para una gran diversidad de ambientes y posee una serie de métodos para probar la resistencia de un instrumento a la humedad, la niebla salina, las vibraciones, los golpes, etc. ATEX va más allá de estos estándares y, tal como pone en evidencia esta nota, está orientado específicamente hacia la idoneidad de un instrumento para su uso en atmósferas explosivas. En suma, los equipos que se encuentran en atmósferas explosivas son inspeccionados frecuentemente por técnicas de ensayos no destructivos, como ultrasonido y corrientes inducidas. Independientemente de los aspectos técnicos implicados en las inspecciones, es imprescindible considerar la seguridad tanto del inspector que realiza el ensayo como del entorno en el que se encuentra. Por tal motivo, se debe contar con el equipamiento necesario para prevenir accidentes.

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Izajes y Transmisiones S.A. ofrecerá productos de seguridad contra caídas de altura

ncan se llamará la marca de productos de protección personal contra caídas de altura que la empresa lanzará en diciembre de 2018. Izajes y Transmisiones S.A. lanzará su marca de productos de protección personal contra caídas de altura denominada Encan. Esto permitirá que la compañía se posicione de manera integral dentro del rubro. Es que la nueva línea de productos ofrece arneses, colas de amarre anticaídas y de posicionamiento, dispositivos deslizantes anticaídas, líneas de vida y diferentes accesorios que complementan y facilitan los armados de los sistemas. El arnés petrolero modelo A-80 es un equipo que excede los requisitos de seguridad y confort, cumpliendo con todas las expectativas del mercado. Diseñado para ofrecer una excelente relación calidad y precio sin dejar de ofrecer la seguridad y los altos estándares de calidad que esperan nuestros clientes. Confeccionado en cinta de poliéster de alta tenacidad y resistencia, con seis puntos de anclajes para cubrir las diferentes necesidades de trabajo, faja lumbar ergonómica acolchada, prolongador dorsal que facilita las maniobras de enganche, indicador de caídas, entre otras características.

Entre otros productos utilizados por la industria del petróleo se encuentran las colas de amarre petroleras para posicionamiento en piso de enganche de tres y cinco metros de largo, salvacaídas para líneas de vida en cable de acero y conectores de anclajes en varios modelos. Encan ofrecerá una amplia gama de equipos para cubrir con todas las actividades y trabajos de altura. Todos los productos de la nueva

marca de Izajes y Transmisiones S.A. cumplen estrictamente con las normas IRAM aplicables. La compañía cuenta con un laboratorio propio de primer nivel que tiene una torre de caídas, entrenamiento y personal altamente calificado para poder brindarles soluciones y capacitaciones según sus requerimientos. Así, la empresa amplía su línea de productos, entre los que se pueden encontrar eslingas de fibras sintéticas, de cables de acero, eslingas amorfas de gran porte, accesorios para izaje y equipos de sujeción de cargas, entre otros elementos. Los interesados en obtener más información pueden ingresar al sitio web www.izajes.com. Izajes y Transmisiones S.A. conoce el mercado y las necesidades de las empresas, por lo que entiende que sus clientes necesitan tener una excelente calidad de producto sin descuidar la calidad y rapidez en la atención. Es por eso que desde diciembre la compañía ofrecerá los productos de Encan, una marca que protege.

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ISOVER. Aislamiento Técnico

l continuo aumento de los precios de la energía así como la preocupación por proteger el medio ambiente pone de relieve la urgente necesidad de reducir las pérdidas de energía y las emisiones de CO2. ISOVER, como líder mundial en soluciones de aislamiento, sitúa las soluciones de eficiencia energética como núcleo de su estrategia. El Aislamiento Técnico de ISOVER ofrece soluciones innovadoras y sostenibles para el aislamiento térmico, acústico, y de protección contra el fuego para todos los mercados técnicos, como: Climatización (HVAC), Industria, Marina, Offshore y Fabricantes de Equipos (OEM). SOLUCIONES ISOVER PARA EL AISLAMIENTO EN LA INDUSTRIA Ya sea con el fin de lograr ahorros energéticos (y por tanto, beneficios económicos y medioambientales), seguridad en las instalaciones o procesos industriales más sostenibles, ISOVER ha desarrollado una gama completa de soluciones de aislamiento para el sector industrial. El rango de aplicación de estas soluciones comprende desde aplicaciones criogénicas hasta temperaturas de 700°C, en procesos de generación de energía, producción de petróleo y gas, industria química y otros procesos industriales. Con esta oferta que comprende varios tipos de Lanas Minerales, ISOVER ofrece la mejor solución para satisfacer cualquier necesidad del cliente, ofreciendo un aislamiento ligero y flexible con Lana de Vidrio, y aislamiento a altas temperaturas y resistencia mecánica con Lana de Roca. Las principales razones por las que el aislamiento térmico ISOVER es imprescindible en la industria son: • ahorro energético, para reducir la cantidad de energía necesaria para mantener el equilibrio del proceso y evitar el flujo de calor a través del

material. • protección personal (consiguiendo dar ahorros económicos), sin aislamiento térmico suficiente, las temperaturas superficiales externas pueden ser elevadas y provocar lesiones y accidentes en las personas y en el límite, producir efectos de combustión e incendio en materiales combustibles próximos a estas superficies. • proceso, para evitar transferencias térmicas que disfuncionen el proceso por diferencias de temperaturas no admisibles. • impacto medioambiental, para reducir CO2 y para reducir el nivel

de ruido. GAMA DE PRODUCTOS ISOVER TECH Todos los productos de la gama ISOVER TECH se destacan por su eficiencia energética y sustentabilidad, además de por su temperatura de servicio. Satisfacen la más amplia demanda de requisitos técnicos: desde soluciones para aplicaciones en sistemas de bajas temperaturas que operan desde -200 a 400°C (productos de Lana de Vidrio), a aplicaciones donde se requiere resistencia mecánica y temperaturas hasta 700°C (productos de Lana de Roca).

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La minería se fortalece en Santa Cruz con capacitación en simuladores La Asociación Obrera Minera Argentina adquirió simuladores para fortalecer la capacitación de futuros trabajadores. Los dispositivos recorrerán las localidades mineras de la región.

a localidad santacruceña de Puerto San Julián fue sede de la 7a Edición de la Expo Patagonia Minera que se realizó del 8 al 10 de noviembre, organizada por la Asociación Obrera Minera Argentina. (AOMA) El encuentro contó con conferencias, mesas de trabajo y negocios para reunir a todos los actores regionales de la actividad minera. “Buscamos potenciar los aciertos, modificar los errores y allí nos vemos cara a cara los trabajadores, proveedores, empresas mineras y representantes de las comunidades” con la idea de hacer un análisis del desarrollo de la industria”, sostuvo el secretario general de la AOMA Santa Cruz, Javier Castro. El referente sindical manifestó que el encuentro es un atractivo para los actores de la actividad a nivel regional y nacional. “A esta edición vendrá una delegación canadiense de proveedores para compartir experiencias. También seremos visitados por gente de la Embajada de Canadá a lo que se les suman proveedores regionales y nacionales”, valoró.

marcha y recorreremos las localidades donde hay minería”, destacó Castro. Además, el referente sindical manifestó que tienen previsto visitar aquellos territorios en los que no hay desarrollo de la actividad minera con el objetivo de generar oportunidades laborales a futuro.

El integrante de la AOMA Santa Cruz también se refirió a la capacitación que se ofrece a jóvenes santacruceños para que el polo de desarrollo que genera la industria madre siente las bases en Santa Cruz para su ansiada etapa de industrialización. “Adquirimos simuladores con fondos propios de la entidad sindical que servirán para fortalecer la capacitación de los futuros trabajadores, y en pocos días lo pondremos en

En este sentido, Castro aseveró que invirtieron en la compra de un tráiler con un camión, “contrataremos un capacitador, sólo buscamos seguir adelante con aciertos y errores. Ante los tiempos políticos y sociales que corren, la gente sólo espera acciones y respuestas

claras”. En octubre, 32 jóvenes santacruceños concluyeron su capacitación de laboreos mineros. La iniciativa fue llevada a cabo por el Departamento de Capacitaciones de AOMA y la Asociación Mutual de Trabajadores de la Minería (AMUTMIN), la Municipalidad de Gobernador Gregores y las operadoras Triton Argentina y Cerro Cazador.

CAPACITACIÓN & TECNOLOGÍA // Argentina buscó inversiones en Estados Unidos // OPEP reducirá de su Etilómetros demanda deenpetróleo en 2019 • Primer Laboratorio la región. • Se// acerca la Era de70laaños “Energía Geotérmica. AESA cumple al servicio de la industria • PAE reimpulsa la innovación de las pymes. // Los hogares podrán vender energía renovable

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Nación salió a la búsqueda de inversores para Vaca Muerta en Estados Unidos La oferta para las petroleras estadounidenses consiste en cuatro opciones para participar en el negocio de la producción de hidrocarburos no convencionales.

l secretario de Energía de la Nación, Javier Iguacel, encabezó el road show en Estados Unidos para buscar inversores en Vaca Muerta. El recorrido se realizó en noviembre, comenzó en Nueva Orleans, siguió en Houston y cerró con una reunión con inversores en Nueva York. El Gobierno de Mauricio Macri y las empresas esperan que para el 2019 se puedan alcanzar inversiones por 13.000 millones de dólares orientadas al yacimiento de Vaca Muerta, lo que permitirá duplicar la cantidad de equipos y generar nuevos puestos de trabajo. Sin embargo, la propuesta de sumar nuevos actores en el segundo yacimiento no convencional más grande del mundo incluye cuatro opciones. Una de ellas es la posibilidad de concretar fusiones y adquisiciones con empresas titulares de terrenos en Vaca Muerta. También se puede optar por participar de las licitaciones de áreas a

cargo de la empresa GyP del Estado neuquino. Otro camino de invertir sería ingresar en el área Aguada Pichana concesionada a Integración Energética Argentina (ex Enarsa) o sumarse en las áreas disponibles en el sur de Mendoza. En el caso de las oportunidades de asociación con los operadores actuales de Vaca Muerta, el Ejecutivo nacional destacó a las empresas estadounidenses que a menos del 20% de los bloques, que representan el 10% de la cuenca Neuquina, se les asignó una concesión de explotación en no convencionales. La segunda opción de participación es a través de las licencias que tiene disponibles la empresa neuquina de energía GyP, que contempla 43 áreas para asociación bajo el Plan Exploratorio Neuquén, y que abarcan las tres ventanas del yacimiento: gas seco, gas húmedo y petróleo. En este caso, todos los bloques tienen información sísmica (2D y 3D)

o disponibilidad de pozos, para los cuales se prevé una próxima ronda de ofertas. El Estado nacional, a través de la empresa energética IEASA también busca inversores para retomar la explotación del área Aguada del Chañar, una concesión que tiene garantizados 35 años de explotación y enclavada entre áreas operadas por compañías como YPF, Wintershall o Vista. Mendoza también ofrece condiciones competitivas de Acuerdos de Evaluación Técnica (TEA) para explorar 53 bloques identificados con el potencial no convencional de Vaca Muerta, en el sur de la provincia, con alta calidad y disponibilidad de datos exploratorios en esa área. La agenda oficial de la delegación concluyó el 15 de noviembre con la visita a la formación Permian. Allí se pudo dimensionar los resultados de la experiencia exitosa de hidrocarburos no convencionales.

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»» La misión argentina visitó las instalaciones en la formación Permian.

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Se podrá vender la energía renovable generada desde hogares e industrias El gobierno nacional reglamentó la ley de Fomento a la generación distribuida de energía renovable. Esa energía, que los usuarios producen para el autoconsumo, podrá inyectarse a la red eléctrica pública.

a Secretaría de Energía del Ministerio de Hacienda de la Nación anunció que mediante el decreto 286/2018 se reglamentó la Ley N° 27.424 de “Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública”. Esta norma permitirá que mediante la instalación de Equipos de Generación Distribuida, como paneles solares, los usuarios puedan generar energía eléctrica para el autoconsumo e inyectar los excedentes a la red de distribución, en escala residencial y comercial/ industrial. “Esta es una medida de ahorro y de eficiencia energética. Es una herramienta para que los ciudadanos tengan más autonomía y libertad y para que puedan ahorrar dinero por su propia cuenta al vender a las distribuidoras el excedente de energía que no utilicen”, explicó el secretario de Energía del Ministerio

de Hacienda, Javier Iguacel. “Esta ley nos adapta al mundo, nos pone en posición de país desarrollado”, agregó. El proyecto de ley -que fue presentado por el diputado nacional por la Ciudad de Buenos Aires, Juan Carlos Villalonga- fue finalmente aprobado por el Congreso Nacional en noviembre y promulgado en diciembre del año pasado. Tras su reglamentación, el diputado afirmó que “es el momento en el que debe darse rápidamente el proceso de adhesión en las provincias. No hay razón para demorarlo ya que los regímenes locales pueden adecuarse perfectamente aprovechando de manera virtuosa las medidas y beneficios de su reglamentación”. La Ley de Generación Distribuida de fuentes de energía renovables prevé que los usuarios puedan generar electricidad en el punto de

consumo, reduciendo el gasto en las facturas de electricidad. De esta forma, la energía que no sea utilizada, podrá ser inyectada a la red de distribución para ser consumida por otros usuarios. A partir de la aplicación de la ley, los usuarios podrán obtener un ahorro económico en su consumo de energía eléctrica, se contribuirá a la reducción de pérdidas en el sistema eléctrico interconectado, y a la protección ambiental por las menores emisiones de CO2. La generación distribuida puede ser implementada en hogares residenciales, pymes e industrias, logrando una importante reducción de costos asociados al consumo de energía eléctrica. De esta forma, esta nueva modalidad de generación incrementa la eficiencia en los procesos productivos y alienta la creación de puestos de trabajo calificados mediante la instalación de equipos de generación distribuida.

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Energía volvió a ser Secretaría El Presidente Mauricio Macri rebajó la jerarquía de ministerio a secretaría y designó al ex director de Vialidad Nacional y ex YPF, Javier Iguacel.

l mes de junio fue un mes de cambios para las políticas energéticas del Gobierno nacional. El presidente Mauricio Macri designó como nuevo titular de la cartera de Energía a Javier Iguacel, área que pasó de ser ministerio a secretaría. De este modo, el mandatario nacional iniciaba una nueva etapa, puesto que se desprendía de Juan José Aranguren, el ex Shell que lideró la política energética desde el 10 de diciembre de 2015. La decisión se conoció en días donde el Presidente Macri dispuso que la cartera de Finanzas sea absorbida por Hacienda, a cargo de Nicolás Dujovne. Además, designó como presidente del Banco Central al ministro Luis Caputo, en lugar de Federico Sturzenegger, quien renunció al cargo. En Producción quedó Dante Sica. Iguacel, de 44 años, se desempeñaba como director de Vialidad Nacional y cuenta con una amplia experiencia en empresas del sector petrolero. Egresado del ITBA como ingeniero en Petróleo, comenzó a trabajar en YPF en 1997 y renunció en 1999 cuando la compró Repsol. Entre 1999 y 2015, ya en el sector privado, vivió en distintos lugares como Mendoza, Neuquén y en el ex-

»» Javier Iguacel reemplazó a Juan José Aranguren

terior en Angola, debido a su trabajo en distintas empresas como Pecom Energía y Pluspetrol. Esta última empresa, de la que Iguacel renunció al puesto de vicepresidente para dedicarse a la política, es la tercera con más terrenos concesionados en la formación neuquina Vaca Muerta, con alrededor del 7%. El ministro de Producción, Dante Sica, es licenciado en Economía por la UNLP y estuvo a cargo de la Secretaría de Industria, Comercio y Minería durante la Presidencia de Eduardo Duhalde en 2002. Es director de la consultora Abeceb, que asesora a empresas en temas de gestión, análisis económico y políticas públicas. El gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, se mostró optimista con la asunción de Iguacel en Energía. “Es una persona comprometida y convencida de la importancia estratégica que tiene el desarrollo de Vaca Muer-

ta para la provincia y para el país”, sostuvo Gutiérrez. “Es un conocedor de la riqueza y el potencial que tiene Vaca Muerta”, afirmó. “Cuando he hablado con él sentí que está al tanto de las potencialidades y de todo lo que se ha avanzado”, planteó Gutiérrez. “Desde Vialidad Nacional acompañó los planes de desarrollo de las rutas 7 y 51 porque sabe que estamos haciendo un polo de desarrollo energético, industrial y económico en Vaca Muerta; es el pulmón del desarrollo energético”. Iguacel conoce la cuenca Neuquina por su carrera como ingeniero petrolero, trabajando en empresas como YPF -hasta su privatización-, Pecom Energía durante cuatro años y desde el 2004 en Pluspetrol -donde llegó a vicepresidente-. Vivió en Rincón de los Sauces y el segundo de sus tres hijos es neuquino.

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AESA: 70 años de aporte a la industria hidrocarburífera La compañía con fuerte presencia en Vaca Muerta y proyectos en el país apunta a la expansión regional

ESA, la contratista especializada en fabricación, proyectos industriales y servicios para la industria del petróleo y del gas cumple 70 años y para celebrarlos se fijó como objetivo duplicar su tamaño en los próximos cinco años. La compañía, que tiene un pie firme en Vaca Muerta, quiere estar presente en todas las iniciativas energéticas del país. Entre otros cambios, se agruparon las áreas de Ingeniería y de Construcción en la Unidad Proyectos Industriales. Así, AESA optimiza los procesos y acelera la forma de presentación de las ofertas y el diseño, evitando picos y valles que suelen presentar estos negocios. Entre las iniciativas que AESA se traza en el contexto actual de la industria energética está la incorporación de la línea de equipos de perforación y workover de YPF. Otro objetivo es asumir desafíos en el sector energético, más allá del petróleo y el gas: AESA evalúa aportar en los diferentes eslabones del proceso de parques eólicos -obra civil y montaje-. AESA mantiene una estrecha re-

lación con Y-TEC, siendo uno de los desarrollos más exitosos el de las mantas oleofílicas con componentes amigables con el medio ambiente. El insumo alternativo es la cáscara de maní con la que realizó sus pruebas Y-TEC, en tanto AESA ingresó en la cadena de valor del producto, incluyendo la producción, la puesta en marcha de todo el aspecto logístico y comercialización del servicio de

provisión de mantas oleofílicas. AESA tiene certificaciones para garantizar la calidad de sus trabajos, que en el ámbito de fabricación alcanza todo el aspecto de presión, calderas y calor, incluso con un sello ASME N para recipientes nucleares. El nivel de ocupación de la fábrica ronda el 80%, dependiendo del trabajo en intercambiadores de calor, enfriadores, compresión y tanques.

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Nube de Puntos

La imagen es una “nube de puntos” que se obtiene luego del relevamiento con el escáner 3D, el cual usa un láser para registrar todo, tanto personas, vehículos u otros objetos. La imagen es producto de lo que sucede en el momento en el que el láser barrió la zona -y captó a una persona caminando, por ejemplo-. Con esta tecnología se obtienen mediciones de precisión. En instalaciones existentes en las que haya habido modificaciones, se pueden generar mediciones precisas y crear modelos de cualquier mejora, cambio o reemplazo necesarios, evitando así las mediciones recurrentes en el sitio. VACA MUERTA Con fuerte experiencia en el sector hidrocarburífero, AESA vio la oportunidad en los no convencionales y el desarrollo de Vaca Muerta. La empresa realizó la ingeniería y construcción de la planta de tratamiento de crudo de YPF en Loma Campana, el montaje de la planta de procesamiento de arenas, a la vez que está iniciando con dos contratos de O&M de la misma operadora. Además, llevó adelante la

fabricación de equipos para Tecpetrol para su proyecto Fortín de Piedra.

servicios para el manejo de la última milla de arena de fractura.

Argentina tiene un enorme potencial para avanzar en el desarrollo de los recursos no convencionales de Vaca Muerta y, en este entorno se amplían las oportunidades para empresas como AESA, una contratista destacada en el diseño y construcción de plantas de procesamiento de crudo y gas y módulos de proceso, así como

Estas capacidades son igualmente valiosas para encarar proyectos de hidrocarburos convencionales en los que hemos acumulado amplia trayectoria local y regional, principalmente en el O&M de campos y en el diseño y construcción de facilidades, incluyendo plantas de inyección de agua. A todo esto, se suman los servicios

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de subsuelo incorporados este año que incluyen nuestros equipos de perforación y workover, actualmente trabajando en áreas con hidrocarburos convencionales. AESA brinda servicios con alto valor agregado en el ámbito del petróleo y gas y a través de su Unidad de Negocios de Servicios ejecuta tanto la operación y mantenimiento integral de yacimientos en campo como la inspección de ductos, baterías, colectores, líneas y subestaciones eléctricas, torres, estructuras en altura hasta el seguimiento de obras en todas sus etapas a través de drones. En este sentido cuenta con dos tipos de drones: los de ala fija, con equipos a la medida de la necesidad de las mediciones requeridas y capacidad para operar desde alturas que van de 30 a 5.000 metros y distancias de hasta 30 km enlazados en tiempo real con la estación de base y hasta 150 km en modo autónomo, y un octorotor que puede desempeñarse de

manera estática. La empresa cuenta con todo el equipo técnico y profesional con pilotos certificados por ANAC

para capturar los datos crudos, interpretarlos y elaborar informes para el mapeo completo del área en estudio.

Proyectos y expansión AESA ha experimentado un crecimiento destacado a partir de su participación en proyectos de generación termoeléctrica para los que sus capacidades combinadas de ejecución de proyectos “EPC”, junto con las de fabricación y provisión de servicios, son de notable valor. Estas mismas capacidades resultarán claves para responder a las nuevas oportunidades que puedan presentarse en el ámbito de refinación y petroquímica. La empresa se propone mantener por delante en innovación y en la búsqueda de soluciones que el mercado energético requiera. En este contexto, AESA celebra su 70 aniversario con una mirada positiva de sus próximos pasos para continuar “creando juntos soluciones para un futuro con energía”. Con miras a sustentar la aspiración de crecimiento, la empresa apunta a una expansión regional tomando como plataforma la experiencia con la que ya cuenta en Bolivia, Perú y Uruguay, que representa un buen punto de partida para proyectarse más allá de la Argentina. Esta línea de actuación se complementa con la consolidación de una empresa moderna, con una fuerte impronta tecnológica, orientada a la generación de valor y con una base de clientes diversificada.

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La Subsecretaría de Energía Nuclear participó del IFNEC en Tokio Los encuentros del “Marco Internacional para la Cooperación en Energía Nuclear”se realizaron en Japón entre el 12 y el 15 de noviembre

»» Argentina es miembro activo de IFNEC desde su fundación

a delegación argentina, encabezada por el subsecretario de Energía Nuclear, Julián Gadano, y el director nacional de Políticas Nucleares, Facundo Deluchi, junto a representantes de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA), participaron de las reuniones del International Framework for Nuclear Energy Cooperation (IFNEC). El subsecretario Gadano lideró las reuniones del IFNEC en calidad de Presidente del organismo, responsabilidad que asumió en junio de 2017. Esta designación es un reconocimiento internacional por el grado de desarrollo alcanzado por Argentina en el campo de los usos pacíficos de la energía nuclear y su compromiso con la promoción de

dicha energía. Durante estos encuentros se llevó a cabo la conferencia sobre “Los desafíos y oportunidades que enfrenta la energía nuclear en un contexto de transiciones energéticas; acciones y propuestas para desarrollar la energía nuclear limpia”. Este evento -coauspiciado por el IFNEC y por la Iniciativa NICE, “Innovación Nuclear, un futuro con energía limpia”- se desarrolló como un espacio donde se discutió y abordó el futuro de la energía nuclear en el marco de la transición energética actual, al tiempo que ofreció herramientas de trabajo y estrategias de abordaje para los funcionarios públicos de todo el mundo. Las actividades desarrolladas

también contemplaron las reuniones del Grupo de Conducción (SG), así como también de aquellos grupos de trabajo vinculados al Desarrollo de Infraestructura (IDWG), Acceso Garantizado al Combustible Nuclear (RNFSWG) e Interacción entre Proveedores y Consumidores de la Energía Nuclear (NSCCEG). Argentina es miembro activo de IFNEC desde su fundación. Durante 2016, la Ciudad de Buenos Aires fue anfitriona de la primera Conferencia Latinoamericana de Energía Nuclear, que contó con la participación de instituciones y representantes del sector nuclear y energético regional y global. Asimismo, tuvo lugar la celebración de las reuniones del Grupo Ejecutivo y de Conducción.

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Avanzan las inversiones para potenciar la producción de litio en el norte argentino En Jujuy inauguraron una poza para la producción de carbonato de litio. Y en Salta el Salar del Hombre Muerto comenzaría a producir en 2021.

inera Exar inauguró su primera poza productiva en el salar Olaroz-Cauchari, ubicado en el departamento Susques, al sur de la Puna Jujeña, como parte del proceso evaporítico para obtener el carbonato de litio. “El aporte de Jujuy al triángulo del litio conformado por la Argentina, Chile y Bolivia es muy importante, y es un paso central para cambiar la matriz productiva en la provincia, y a la luz del cambio que está teniendo la matriz energética mundial”, sostuvo el gobernador de Jujuy, Gerardo Morales, al habilitar la construcción junto al presidente de Exar, Franco Mignacco. La planta está ubicada en el Salar de Olaroz-Cauchari, ubicado a 300 kilómetros al oeste de San Salvador de Jujuy; allí se van a construir en total 20 pozas abarcando 1.200 hectáreas.

»» El gobernador de Jujuy, Gerardo Morales en la inauguración del proyecto de Minera Exar

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La poza inaugurada tiene 2 kilómetros de largo por 300 metros de ancho y con capacidad de llenado de 1,9 metros de salmuera. “Se tendrá una producción de gran magnitud y por como está planteada, será la más importante de Jujuy y del país”, aseguró el mandatario. “El litio, la minería, la energía renovable, el turismo, entre otros son los pilares fundamentales de este gran cambio de matriz productiva”, agregó. Por su parte, la secretaria de Minería de la Nación, Carolina Sánchez, destacó que la actividad minera del litio “tiene un fuerte impulso en el país donde Jujuy está aprovechando su potencialidad para desarrollarlo”. “Hay una demanda del mercado mundial de litio en forma de carbonato

de litio, hidróxido de litio o cloruro de litio, no sólo para la fabricación de baterías sino también para otros usos, por lo que el desafío también será poder colocar el producto”, añadió. Por otro lado, señaló que la radicación de emprendimientos mineros favorece el desarrollo de las comunidades locales y “significa oportunidades para la gente, que evita el desarraigo y mejora sus condiciones económicas”. En tanto, Mignacco consideró que el llenado de la primera poza de la compañía marca “un antes y un después en el proyecto que ha caminado a lo largo de diez años con muchos altibajos, pero hemos llegado a este punto que nos pone muy orgullosos a todos”.

Las autoridades presentes estimaron que en el primer semestre de 2020 Exar estará produciendo y vendiendo el carbonato de litio, especialmente, al mercado de las baterías de litio. SALTA: SALAR DEL HOMBRE MUERTO Luego de la adquisición de propiedades mineras en el Salar del Hombre Muerto, la compañía surcoreana Posco tiene programada para el 2019 la construcción de dos plantas para producir 25 mil toneladas por año de LCE (Lithium Carbonate Equivalent) entre hidróxido y carbonato de litio. En este marco, el gobernador de Salta, Juan Manuel Urtubey, se reunió en la Casa de Gobierno con el presidente de Posco, Kahn Kim;

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el gerente de operación, Sungkook Chung; y el director de operaciones, Lizardo González. Durante el encuentro, el mandatario analizó el avance del plan de inversión para la producción de litio en la provincia que tiene la siderúrgica surcoreana, luego de la adquisición de propiedades mineras en el Salar del Hombre Muerto, en Salta y Catamarca. La iniciativa fue anunciada en junio donde Urtubey reiteró su apoyo al proyecto minero, que entre otros beneficios generará, en la etapa de construcción, más de 500 puestos de trabajo directos y para la operación de las plantas se demandará un plantel de 200 trabajadores. Desde la empresa informaron que la construcción de plantas está prevista para 2019, mientras que el inicio de la producción se proyecta para 2021. Para el procesamiento y obtención del producto final, Posco tiene programado construir dos plantas,

»» El gobernador de Salta, Juan Manuel Urtubey, se reunió con autoridades de Posco.

de las cuales una estará en la zona norte del Salar del Hombre Muerto, para la extracción y purificación del litio proveniente de la salmuera, para producir fosfato de litio, que sirve de insumo para el siguiente proceso. La otra planta estará en el Parque Industrial de la localidad salteña de General Güemes, donde se realizará

la producción de LCE entre Hidróxido y Carbonato de Litio, que utilizará como insumo el fosfato producido en el Salar del Hombre Muerto. La planta de Hidróxido de Litio será la primera de su tipo en Argentina y abastecerá la creciente demanda de este producto por la industria de baterías para vehículos eléctricos.

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Grupo francés empuja otro avanzado proyecto de litio En los salares Centenario y Rincón se confirmó un plan de inversiones de 380 millones de dólares.

n los salares Centenario y Ratones, ubicados en el departamento Los Andes (Salta), cerca de la frontera con Chile, el grupo francés Eramet confirmó una inversión de 380 millones de dólares para ganar posiciones en el mercado del litio. A través de su subsidiaria Eramine Sudamericana, la compañía gala completó los estudios de factibilidad y anunció que comenzará a construir en 2019 una planta de carbonato de litio que entraría en producción hacia fines de 2020 y comienzos de 2021. En el complejo minero industrial, que generará 250 puestos de empleo directo, se usará tecnología por adsorción para procesar el mineral. Según informes publicados por Eramet, el procedimiento de extracción directa que se desarrolló en Europa, con la colaboración del Instituto Francés de Petróleo y Nuevas Energías, la producción de los salares Centenario y Rincón sería mucho más competitiva y amigable con el ambiente que con el tradicional método de las piletas de evaporación. Al igual que el método de procesamiento directo que se desarrolló en Canadá para el complejo minero industrial de Salar del Rincón, la tecnología adoptada por Eramet requerirá de una importante potencia eléctrica instalada en la base del proyecto Centenario-Ratones. El Salar del Rincón insumirá 80 megavatios (MW) de potencia, que serán cubiertos en buena parte a través de la línea de extra alta tensión (InterAndes) que conecta a la usina TermoAndes de Cobos (Salta) con la estación transformadora de Atacama (Chile). El tendido eléctrico cordillerano

prácticamente bordea al complejo de la empresa Rincón Mining, pero la firma adelantó que sumará energía generada con fuentes limpias (eólica o solar) en proporciones mayores que las que prevé la ley nacional de fomento a las energías renovables. El método que se usaría en el Salar del Rincón, básicamente, es un proceso químico que tiene una etapa mecánica inicial similar a una filtración por ósmosis inversa. Esa primera fase de tratamiento apunta a extraer de las salmueras la mayor cantidad de impurezas y minerales excedentes. El proceso sigue con una fase mecánica de filtración y continúa con una serie de reacciones químicas en

las que se agregan reactivos. De esa forma se precipita el litio, se lo trabaja y purifica hasta llevarlo a la forma comercial de carbonato de litio en grado de batería. En distintas provincias hay inversiones previstas por cerca de 2.000 millones de dólares. El oeste de la provincia de Salta concentra, en 16 salares, a 31 de los 53 proyectos que reportaron los servicios geológicos de Estados Unidos y Argentina. Con las inversiones, empresas canadienses, australianas, asiáticas y europeas apuntan a triplicar la producción actual de carbonato de litio del país, que actualmente asciende a 40.000 toneladas anuales, en los próximos cuatro años.

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Estiman caída de 1,1 millones de barriles en la demanda de crudo de OPEP en 2019 Seguirá la cooperación con los países no miembros hasta 2020.

»» El ministro de Petróleo de Arabia Saudita Khalid Al-Falih.

a demanda de crudo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo caería en una cifra similar al recorte propuesto por Arabia Saudita para impulsar los precios. “En 2019, la demanda de crudo de

la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) se calcula en 31,5 mb/d, alrededor de 1,1 mb/d por debajo del nivel estimado en 2018”, cuando la demanda de petróleo del grupo será de 32,6 mb/d, señala el informe mensual del club de expor-

tadores de petróleo. Arabia Saudita, el mayor productor de la OPEP, había anunciado que considera indispensable recortar un millón de barriles diarios para equilibrar el mercado. Si se cumplen las previsiones de la OPEP para 2019, la

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demanda de crudo del grupo caería en dos millones de barriles diarios respecto de 2017. El Ministerio de Energía saudita afirmó en un comunicado que el titular apreció la cooperación de todos los productores durante el pasado período para “garantizar la estabilidad de los mercados” y asegurarse de que hay “suministros suficientes”. “Los análisis técnicos que revisamos nos muestran que necesitamos una reducción de aproximadamente un millón de barriles al día para equilibrar el mercado”, dijo el ministro de Petróleo de Arabia Saudita, Khalid al-Falih. Por su parte, el titular emiratí de Energía y presidente de la conferencia de la OPEP en 2018, Suhail bin Mohamed Faraj Al Mazuei, aseguró que los países miembros de la OPEP, principalmente Emiratos Árabes Unidos y Arabia Saudita, están “preparados para satisfacer las necesidades del mercado de crudo mundial en caso de una caída del suministro por motivos políticos”. “La cooperación entre la OPEP y los países no miembros de la OPEP continuarán hasta 2020 con el fin de asegurar un mercado de crudo equilibrado”, afirmó Al Mazuei. Asimismo, el Gobierno de Riad anunció que iba a reducir su propia

producción y disminuir en diciembre sus exportaciones en 500.000 barriles por día por la sobreoferta de crudo. En las últimas semanas se produjo una baja paulatina del precio del petróleo, hasta caer por debajo de los 70 dólares, lo que hizo temer a algunos países productores un desplome de las cotizaciones similar al de 2014. La OPEP y otra decena de productores aliados, como Rusia, implementaron en diciembre de 2016 una

política de recortes para impulsar los precios del crudo, una decisión que impulsó la cotización desde los 22 dólares llegando a marcar en 2016 hasta los 84 dólares de principios del pasado octubre. La entidad considera que esa estrategia tuvo éxito porque en 2017 y 2018 la demanda superó a la oferta, pero en 2019 la producción mundial volverá a exceder a lo necesitado por el mercado.

Guía Clasificada // Anunciantes por orden alfabético // Guía de anunciantes por rubro.

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Guía por orden alfabético

ABB........................................CONTRATAPA

CICSA....................................................174

EPROTEC...............................................278

A.C.O.N LABORATORIOS........................104

CINTER.......................................... 184-185

EQUIPAR SERVICES...............................175

AGENCIA MACZE.....................................48

COMERCIAL AUTOMOTOR.....................257

EQUIPEL................................................125

AEG.......................................................247

COMERCIAL MADERAS S.R.L................246

EQUIPMENT S.A....................................188

AESA........................................... RET. TAPA

COMPLEMET.............................................8

ESTUDIO CONTABLE LORENTE..............260

AIRGAS...................................................87

COPY SHOW..........................................193

ETAP........................................................64

ALBERTO ROSAS S.A..............................69

CRANE S.R.L.........................................265

ETYS.......................................................89

ALDYL...................................................139

CREXELL TRANSPORTES S.A................131

EXXON MOBIL..........................................25

ALMAR CONSTRUCCIONES S.R.L...... 84-85

CRUNCH OIL..........................................173

FERNANDO DIE .......................................44

AMPHENOL...........................................219

CRUZ DEL SUR......................................206

FERREIRA DE LAS CASAS.....................182

ANAFER S.A..........................................277

DANGUS........................................ 112-113

FINVESA................................................140

ANYLINK........................................ 142-143

DASH....................................................165

FITTINOX...............................................188

AOG.......................................................282

DE LA COLONIA.....................................162

FITZ ROY INMOBILIARIA.........................254

ARCO IRIS FERRETERIA.........................245

DEL PLATA INGENIERIA...........................48

FLOW............................................. 196-197

ARO INSTRUMENTOS............................151

DEL SOL AUTOMOTOR..........................281

FORJA ATLAS S.A..................................183

ARO OLYMPUS.............................. 248-249

DIARIO PETROLERO......34,80,176,244,258

FORTE INDUSTRIAL...............................241

ARO SPECTRO SCIENTIFIC....................261

DIARIO PETROLERO....... RET. CONTRATAPA

FORTE PINTURAS..................................243

ARQUIMET.............................................166

DIN S.A.......................................... 168-169

FOUR M SYSTEMS...................................44

ASE NACIONAL......................................259

DISTRIBUIDORA SOL.............................277

FULL OIL CENTER....................................94

ASSEKURANSA.......................................43

DISTROCUYO...........................................37

GAS AUSTRAL.........................................92

BANCO MACRO.........................................6

DLS ARGENTINA......................................28

GASES INDUSTRIALES..........................269

BANCO PATAGONIA.................................51

DOCWELL..............................................215

GEOPATAGONIA.......................................22

BASANI .................................................135

DON PIPO ELASTICOS...........................110

GERY ANDERSON....................................41

BASANI ANDAMIOS...............................189

DOS SANTOS E HIJOS S.R.L....................45

GONELLA S.A........................................127

BAYRON..................................................65

DURALITTE................................................5

GR INDUSTRIAL S.R.L.............................46

BBVA FRANCES.....................................103

E.S.P.E. ...................................................67

GRUAS SAN BLAS S.A...........................161

BERTOTTO BOGLIONE...........................137

ECCO.....................................................221

GRUPO AZZOLLINI CONSTRUCCIONES..123

BM........................................................170

ECO.........................................................89

GRUPO DRAGON.....................................33

BOLLAND................................................27

ECOPRENEUR........................................155

GRUPO FALMET.....................................181

BRIDAS EMI GROUP S.A........................160

EDVSA...................................................160

GUSTAVO DIE........................................208

BRINGS AUSTRAL......................... 202-203

EL EMPORIO DEL FRENO S.R.L................62

HIDROCENTRO......................................231

BROLLO...................................................69

EL PATAGONICO.......................................82

HIDROIL S.R.L............................... 198-199

CAM......................................................105

EL TALLER DEL ELASTICO.......................66

HOMERO....................................... 106-107

CAMPAMENTOS....................................122

EL TENAZ..............................................102

HOTEL COMAHUE..................................193

CAMUZZI GAS DEL SUR.........................126

EL TOBA................................................100

HQ INSTALACIONES...............................144

CAPSA.....................................................32

ELECTRICIDAD SAN MARTIN...................61

HUME .....................................................67

CASA SUAREZ.......................................274

ELECTROCOMODORO S.R.L..................108

I FLOW...................................................153

CESETTI................................................134

ELECTROPATAGONIA.............................267

IDERO CONSTRUCCIONES METALICAS.. 167

CGC.........................................................97

ELSUS S.R.L............................................68

IDERO SOLAR........................................237

Guía por orden alfabético

285

IFI..........................................................165

NEOMAT................................................111

SERVICIOS KUARTZ S.A.........................263

IMPRESA...............................................101

NICO ESCAPES......................................235

SCHNEIDER ELECTRIC............................29

INCA......................................................227

NOVADRILL.............................................98

SHELL...................................................119

INCOL....................................................209

NYC.........................................................90

PETROLEROS JERARQUICOS.........................72-73

INCOMET...................................................9

OBRAS DE INGENIERIA S.A............ 204-205

SL GROUP.............................................149

INDUSTRIAS TORREGGIANI S.R.L..........147

OLDELVAL.............................................130

SNF ARGENTINA....................................187

INMOBILIARIA MAYORAL S.R.L..............262

OLIVIA...................................................136

SOL SUR S.R.L......................................232

INTEPLA................................................159

OMNITRONIC.........................................213

SOLDASUR..............................................87

IPH........................................................121

OPTICA VISION........................................49

SOLIS SEGURIDAD..................................88

ISOVER.......................................... 252-253

OSDE.......................................................55

SPI GRUPO..............................................47

IZAJES Y TRANSMISIONES S.A...... 250-251

OSPE.....................................................279

J.C. MORRISON S.A................................93

PAMPA ENERGIA.....................................23

JB NEUMATICOS......................................63

PAN AMERICAN ENERGY.........................19

JMP COMUNICACIONES S.R.L...............263

PECOM....................................................31

JR SERVICIOS........................................270

PETROFUEGUINA S.A..............................81

JUSTO OTERO E HIJOS S.R.L............42, 84

PETROMARK.........................................221

LEIMAT..................................................163

PETROMINERA........................................57

LOS RANQUELES S.R.L...................... 76-77

PETROSAR S.A......................................275

LUBRICAR.............................................273

PINTURAS FIGO.....................................266

MAFERS..................................................78

PLAN B..................................................148

MAG RENT............................................268

PLUSPETROL........................................117

MAJOR DRILLING..................................173

PM LATINAMERICA............................ 70-71

MALDCO..................................................63

POLAR S.R.L.........................................191

MARBAR...............................................233

POLISERVICE SUMINISTROS.................141

MARLEW.................................................35

POLYAR.................................................211

MARY VILLARRUEL...............................156

PRAXIS LABORATORIO..........................139

MEDIFE....................................................91

PROVEMET................................................8

MEGA....................................................240

ROCH S.A................................................83

MEGA PARABRISAS...............................226

ROWAL ALUMINIO.................................150

MESSUNG S.R.L....................................111

SAES.....................................................116

VALMEC................................................171

MOBILBOX.............................................177

SAN CRISTOBAL SEGUROS ..................217

VAUTON................................................271

MODULAR HOMES ........................... 10-11

SAN&FRAN S.R.L.....................................39

VENTUR TRANSPORTES .......................269

MONTAJES INDUSTRIALES......................30

SANCOR SEGUROS...............................157

VENVER S.A............................................49

MONZA GOMERIAS................................235

SECCO.....................................................59

VIENTOS DEL SUR...................................16

MOTOROLA SOLUTIONS................ 194-195

SECURITAS................................................7

WELL CONTROL INTERNATIONAL..........245

MOTTESI MATERIALES..........................236

SEGAR .................................................211

WINDLAND..............................................17

MOVISIGN..............................................218

SEISCENTER..........................................191

WORK MEDICINE...................................101

MT CENTRO PUEYRREDON...................247

SERTEC............................................. 74-75

YPF............................................................3

NAVES DEL SUR....................................120

SERVICIO SATELITAL S.A.......................179

ZILLE.....................................................145

SULLAIR ARGENTINA..............................53 SWISS MEDICAL...................................229 TDL...........................................................4 TEC S.A...................................................95 TECHINT................................................129 TECPETROL.............................................21 TESACOM...................................... 200-201 TGN........................................................ 223 THE EX ZONE...........................................57 TOPSIGN...............................................218 TORNERIA Y SERVICIOS SAN JOSE.......104 TRANSECOLOGICA S.A..........................114 TRANSPETROL SUR S.R.L.....................109 TRANSPORTES ALVARADO E HIJOS........99 TRANSPORTES RDP................................58 TROMBA................................................132 ULOG............................................. 202-203 URIA MARMOLERIA...............................256

286

Indice de Rubros

ABERTURAS E INSUMOS.......................................................... 287

INDUMENTARIA DE TRABAJO................................................... 295

ABOGADOS.............................................................................. 287

INMOBILIARIAS........................................................................ 295

ACCESORIOS METALURGICOS................................................. 287

IZAJES...................................................................................... 295

AGENCIAS MARITIMAS............................................................. 287

LABORATORIO INDUSTRIAL...................................................... 295

AGUAS Y SODAS...................................................................... 287

LIBRERÍA Y PAPELERIA............................................................ 295

ALQUILER - ENERGIA............................................................... 287

LOGISTICA.........................................................................295-296

ANDAMIOS ALQUILER Y VENTA................................................ 287

LUBRICANTES - SERVICIOS...................................................... 296

ARENADOS............................................................................... 287

MADERAS................................................................................ 296

AUTOMATIZACION Y CONTROL..........................................287-288

MAQUINARIAS - VENTA Y ALQUILER........................................ 296

AUTOMOTORES - VIALES......................................................... 288

MATERIALES - REPUESTOS E INSUMOS PETROLEROS............ 296

BANCOS................................................................................... 288

MATERIALES DE CONSTRUCCION............................................ 296

BOMBAS DE SUPERFICIE Y SUMERGIBLES............................... 289

MATERIALES ELECTRICOS....................................................... 297

CALEFACCION - AIRE ACONDICIONADO.................................... 289

MEDICINA LABORAL................................................................. 297

CALENTADORES ELECTRICOS - FABRICA................................. 289

MEDICION Y CONTROL............................................................. 297

CAPACITACION......................................................................... 289

METALURGICA.......................................................................... 297

CATERING RESTAURANTE........................................................ 289

MODULOS HABITACIONALES - TRAILER................................... 297

CENTRO MEDICO...................................................................... 289

NEUMATICOS....................................................................297-298

COLECTORES........................................................................... 290

OBRA SOCIAL........................................................................... 298

COMPUTACION - SISTEMAS..................................................... 289

OPTICA..................................................................................... 298

COMUNICACIÓN - INFORMATICA.......................................289-290

PANELES SOLARES.................................................................. 298

COMUNICACION SATELITAL...................................................... 289

PARABRISAS............................................................................ 298

CONDUCTORES ELECTRICOS................................................... 290

PINTURERIA............................................................................. 298

CONSTRUCCION Y OBRA...................................................290-291

PRODUCTORAS DE PETROLEO Y GAS...................................... 299

CONTADORES........................................................................... 291

PUBLICIDAD Y CARTELERIA..................................................... 299

CONTROL AUTOMOTOR........................................................... 291

RECARGA DE MATAFUEGOS..................................................... 299

CONTROL DE CALIDAD............................................................. 291

RECURSOS HUMANOS............................................................. 300

DISEÑO - PUBLICIDAD Y SEÑALIZACION................................... 291

REGALOS EMPRESARIOS......................................................... 300

DISTRIBUIDORES DE GAS......................................................... 292

REJILLAS METALICAS.............................................................. 300

ECOLOGIA - MEDIO AMBIENTE................................................. 292

RENT A CAR............................................................................. 300

ELECTRICIDAD - REDES........................................................... 292

REPUESTOS - INSUMOS PETROLEROS.............................300-301

EMERGENCIAS MEDICAS......................................................... 293

SEGURIDAD INDUSTRIAL......................................................... 301

ENSAYO NO DESTRUCTIVO....................................................... 293

SEGURIDAD Y VIGILANCIA........................................................ 301

EQUIPAMIENTO VEHICULAR..................................................... 293

SEGUROS INDUSTRIALES......................................................... 301

EQUIPOS VIALES - ALQUILER Y VENTA..................................... 293

SEMIRREMOLQUES.................................................................. 301

ESLINGAS DE ACERO............................................................... 293

SERVICIOS AEREOS.................................................................. 302

FARMACIAS.............................................................................. 293

SERVICIOS PETROLEROS................................... 302-303-304-305

FERIA, EXPOSICIONES Y EVENTOS........................................... 293

SINDICATOS............................................................................. 305

FERRETERIA Y MATAFUEGOS................................................... 293

TALLER DE AUTOMOTORES - MAQUINAS................................. 305

FRENOS.................................................................................... 294

TORNERIAS INDUSTRIALES...................................................... 305

GASES INDUSTRIALES - OXIGENOS.......................................... 294

TRANSPORTADORA DE GAS..................................................... 305

GRUAS - TRANSPORTES.......................................................... 294

TRANSPORTE DE CARGAS GENERALES................................... 306

GRUAS Y ACCESORIOS............................................................ 294

TRANSPORTE DE CARGAS LIQUIDAS Y SOLIDAS..................... 306

HIDRAULICA............................................................................. 294

TRANSPORTE DE PERSONAL................................................... 305

HORNO - CALDERAS................................................................ 294

TRATAMIENTO DE AGUA - PLANTAS......................................... 306

HOTEL - MOTELES - POSADAS - APART................................... 295

TUBERIAS................................................................................. 306

IMPRENTAS.............................................................................. 295

TUBOS...................................................................................... 306

GuÃa Clasificada de Anunciantes ABERTURAS E INSUMOS

287

ALQUILER - ENERGIA 150

ABOGADOS 53 182

ANDAMIOS ALQUILER Y VENTA

ACCESORIOS METALURGICOS

189

ARENADOS AGENCIAS MARITIMAS

270

202-203

AGUAS Y SODAS

277

288

GuÃa Clasificada de Anunciantes

AUTOMATIZACION Y CONTROL

BANCOS

103

AUTOMOTORES - VIALES

BOMBAS DE SUPERFICIE Y SUMERGIBLES

257

100

281 120

102

132

GuÃa Clasificada de Anunciantes

289

CENTRO MEDICO

CALEFACCION - AIRE ACONDICIONADO

247 74-75

COMPUTACION - SISTEMAS CALENTADORES ELECTRICOS - FABRICA

247

263

COMUNICACION SATELITAL 179

CAPACITACION

245 142-143

CATERING - RESTAURANTE

200-201 _

COMUNICACION - INFORMATICA 136

134

290

GuÃa Clasificada de Anunciantes 159

184-185

263 168-169

194-195

174

CONDUCTORES ELECTRICOS

181

167

CONECTORES

219

204-205

CONSTRUCCION Y OBRAS

Ret. Tapa

232

Guía Clasificada de Anunciantes 129

CONTADORES

291 193

260

218

CONTROL AUTOMOTOR

156

CONTROL DE CALIDAD 151

240

DISEÑO - PUBLICIDAD Y SEÑALIZACION

170 148

292

GuÃa Clasificada de Anunciantes

DISTRIBUIDORES DE GAS

ELECTRICIDAD - REDES

126

92 Contratapa

ECOLOGIA - MEDIO AMBIENTE 267 173

125 181

61 78

ELECTRICIDAD AUTOMOTOR 114

108

GuÃa Clasificada de Anunciantes EMERGENCIAS MEDICAS

293 47

221

FERIA, EXPOSICIONES Y EVENTOS ENSAYO NO DESTRUCTIVO

282 165

FERRETERIA Y MATAFUEGOS EQUIPAMIENTO VEHICULAR

245 235

241

EQUIPOS VIALES ALQUILER Y VENTA 241

106-107

ESLINGAS DE ACERO 121

294

GuÃa Clasificada de Anunciantes

FRENOS

231

70-71

GASES INDUSTRIALES - OXIGENOS 87

HIDRAULICA

198-199

GRUAS - TRANSPORTES 265

144

HORNO - CALDERAS 99 Ret. Tapa

GRUAS Y ACCESORIOS 209 161

GuÃa Clasificada de Anunciantes HOTEL - MOTELES - POSADAS - APART

295 262

193

IZAJES 193 250-251

IMPRENTAS

LABORATORIO INDUSTRIAL 101

104

INDUMENTARIA DE TRABAJO

139

277

LIBRERIA Y PAPELERIA 274

278

LOGISTICA

INMOBILIARIAS 254

140

296

GuÃa Clasificada de Anunciantes 153

MATERIALES - REPUESTOS E INSUMOS PETROLEROS 5

LUBRICANTES - SERVICIOS

94 183

81 42,84

MADERAS

246

MATERIALES DE CONSTRUCCION

236

MAQUINARIAS VENTA Y ALQUILER 241

111

70-71

256

GuÃa Clasificada de Anunciantes MATERIALES ELECTRICOS

297 135

165

MEDICINA LABORAL

101

268

MEDICION Y CONTROL

177

METALURGICA 9 10-11

MODULOS HABITACIONALES - TRAILERS

NEUMATICOS 123

235

298

GuÃa Clasificada de Anunciantes 63

OPTICA 49

OBRA SOCIAL PANELES SOLARES 259 237

72-73 163

PARABRISAS 226

PINTURERIA 266 279

229

243

GuÃa Clasificada de Anunciantes PRODUCTORAS DE PETROLEO Y GAS

299 83

119 97

21 25

PUBLICIDAD Y CARTELERIA 218 23

218

RECARGA DE MATAFUEGOS 117

269

300

GuÃa Clasificada de Anunciantes

RECURSOS HUMANOS

175 202-203

188

REGALOS EMPRESARIOS 162

188

REJILLAS METALICAS 4

RENT A CAR 215 141

17 263

REPUESTOS - INSUMOS PETROLEROS 160

171

GuÃa Clasificada de Anunciantes 271

301 55

SEGURIDAD INDUSTRIAL

44 191

157 7

208

SEGURIDAD Y VIGILANCIA 67

217

SEMIRREMOLQUES 88 137

SEGUROS - INDUSTRIALES 43

147

302

GuÃa Clasificada de Anunciantes

SERVICIOS AEREOS

105

116

SERVICIOS PETROLEROS Ret. Tapa

69 160

84-85 82

27 22

127

GuĂa Clasificada de Anunciantes

303

233

111

42,84

76,77

173

130

213

304

GuĂa Clasificada de Anunciantes 31

211

221

149

275

187

211

109

202-203

GuÃa Clasificada de Anunciantes 49

305 66

TORNERIAS INDUSTRIALES 16 44

104

145

SINDICATOS

TRANSPORTADORA DE GAS

72-73

223

TRANSPORTE DE PERSONAL

TALLER DE AUTOMOTORES - MAQUINAS

110

306

GuÃa Clasificada de Anunciantes TRANSPORTES DE CARGAS LIQUIDAS Y SOLIDAS

TRANSPORTE DE PERSONAL 273

112-113

93 269

TRATAMIENTO DE AGUA - PLANTAS TRANSPORTES DE CARGAS GENERALES 155

131

TUBERIAS

139 206

TUBOS