“Los campos convencionales marginales son una gran oportunidad para el desarrollo petrolero argentino”

Según Gerardo Doria, Exploration and Production Manager del Grupo Indalo

Mientras todas las miradas de la industria se posan sobre el potencial de formaciones como Vaca Muerta, Petrolera Cerro Negro propone nuevos paradigmas de trabajo para explotar el petróleo y el gas convencional, recursos que siguen siendo una excelente oportunidad de desarrollo en la Argentina.

Después de trabajar 15 años en YPF, Gerardo Doria se sumó al Grupo Indalo en abril de 2013. “Un par de meses después me puse al frente de Petrolera Cerro Negro (PCN), un proyecto que me entusiasma enormemente porque apunta a romper paradigmas muy arraigados dentro de la industria nacional”, señala el Exploration and Production Manager del Grupo.
PCN está a cargo de un área de 180 kilómetros cuadrados (km2) situada en la cuenca del Golfo San Jorge que, según sus palabras, representa “una oportunidad sumamente interesante”, aunque su desarrollo implicará “hacer las cosas de un modo distinto del tradicional”.
Desde su óptica, el incremento de actividad de las principales operadoras ha generado una escasez de recursos, lo que limita los planes de crecimiento del resto de los operadores del mercado. “En este contexto, nos dimos cuenta de que no tenía sentido plantear un modelo ‘business as usual’. Para bajar costos, sí o sí debíamos entrar en un ‘modelo de factoría’ y con ello obtener una masa crítica de equipos y servicios. Sobre la base de éste, diseñamos un plan estratégico enfocado exclusivamente en Cerro Negro”, explica.
La idea, anticipa, es realizar allí unos 50 pozos por año. “Ya tenemos armado un programa de desarrollo de 1.200 ubicaciones, de las cuales seleccionamos 217, con un plató de producción de 800 metros cúbicos (m3) de crudo y 150.000 m3 de gas, volúmenes que para nosotros son muy significativos”, indica.
A decir del directivo, la clave está en ser efectivos (eficientes y eficaces), demostrando con hechos una gestión confiable. Con ese fin, PCN se encuentra buscando socios, cerrando memorandos de entendimiento con varias compañías, y evaluando la conformación de una Unión Transitoria de Empresas (UTE) o la incorporación de otras firmas dentro de su sociedad.

¿Qué características del escenario petrolero local los llevaron a tomar estas decisiones?, preguntamos a Doria.

La industria argentina de Oil & Gas está muy poco diversificada. Siete empresas manejan el 80% de la producción y los servicios petroleros siguen esta misma regla. La integración de servicios permitiría lograr la disminución de la dependencia actual de las prestadoras, por lo menos en el escenario actual.
Asimismo, el desarrollo de los recursos no convencionales amerita inversiones realmente relevantes. Y si bien Vaca Muerta hoy es una promesa de valor futuro, los campos convencionales de la Argentina aún tienen un gran potencial por explotar.
Por eso decidimos concentrarnos en el segmento convencional, que comparativamente ofrece costos más bajos y una mayor facilidad de acceso al financiamiento, con la intención de obtener un cash flow positivo en el corto plazo. A fin de tener éxito en campos donde la productividad por pozo es escasa, asumimos la necesidad de integrarnos.

¿Cómo se desenvuelven ante la falta de equipos disponibles?

La disponibilidad de equipos de torre y servicios especiales es casi nula, y su costo es alto porque está definido por el mercado spot. Nuestra idea es adquirir un perforador y un equipo de work over para trabajar integrados junto con el área de operación y mantenimiento. Con esta iniciativa buscamos bajar los costos operativos y de construcción de pozo.
Nos encargaremos de todos los servicios, y –salvo aquellas prestaciones que lo requieran por una cuestión tecnológica o de calificación de personal– no pensamos tercerizar las tareas que consideramos que podemos realizar. El desafío es promover justamente que los costos sean nuestro gran driver.
Ya estamos viendo los beneficios de esta metodología a través de la integración de los servicios de operación y mantenimiento que en la actualidad gestionamos.

¿Se sienten acompañados por el sector público?

El Estado nacional nos está acompañando mucho. Acabamos de ser autorizados para operar bajo el plan Gas Plus II (que es para nosotros una plataforma sobre la cual apuntalar nuestras reservas de 450 millones de m3 de gas y 650.000 m3 de petróleo), y ahora necesitamos una resolución para impulsar la puesta en valor de nuestros campos marginales.
Confiamos en hallar respuestas prontamente, ya que tenemos un excelente diálogo con el Gobierno de Chubut y entendemos la necesidad de crear este marco.

¿Qué actividades han completado y qué otras planean llevar a cabo en el área?

Intervinimos cuatro pozos de gas desde principios de febrero hasta las últimas semanas, con auspiciosos resultados.
De conseguir el socio que estamos buscando, arrancaríamos a perforar en septiembre u octubre. Estimamos hacer unos 4 pozos por mes. Y a partir de enero de 2015, emprenderíamos nuestra meta de 50 pozos al año. ›|‹