Total invertirá u$s 300 millones en un proyecto piloto de gas

La petrolera europea es el principal productor de gas de la Argentina

La petrolera francesa perforará 12 pozos horizontales en un play no convencional de Aguada Pichana, en la formación Vaca Muerta. A su vez, el año que viene ampliará en un 20% la producción de gas de Carina-Aries, el mayor proyecto off shore del país.

La francesa Total, primera en el ranking entre los mayores productores de gas, lanzará este mes un proyecto piloto de shale gas en el campo Aguada Pichana, en la cuenca Neuquina. La iniciativa demandará una inversión cercana a los u$s 300 millones, según confirmaron a El Inversor Energético & Minero fuentes ligadas al proyecto.
La petrolera europea opera la concesión neuquina –uno de los grandes yacimientos gasíferos del país– y es propietaria del 27,7% del campo, al igual que YPF y Wintershall, dos de sus socios. El cuarto es Pan American Energy (PAE), que posee un 18,18% del paquete.
El programa apunta a evaluar el potencial productivo de Vaca Muerta, una de las formaciones de roca generadora de hidrocarburos de la cuenca Neuquina, en Aguada Pichana. En esa dirección, se perforarán 12 pozos de tipo horizontal con una elevada cantidad de fracturas hidráulicas (entre 15 y 20 por cada pozo), según comentaron allegados a las compañías involucradas.
“Por tratarse de pozos horizontales con una importante cantidad de fracturas, éste es un proyecto ambicioso, que equivaldría a perforar más de 50 pozos verticales”, explicaron. El proyecto piloto liderado por Total se extenderá por un plazo cercano a los 10 meses. Se trata de la segunda iniciativa de este tipo dada a conocer en el último mes, tras el anuncio de YPF, que avanzará con la producción de El Orejano a partir de la asociación con la norteamericana Dow.
Total produce más de 34 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas, es decir, un 30% de la oferta del fluido que se extrae a nivel nacional, según datos del IAPG.

En aguas profundas

A su vez, la petrolera francesa, que lidera el consorcio que explota el yacimiento marino Carina-Aries, el mayor complejo off shore de la Argentina, licitó en agosto la contratación de rigs (equipos) de perforación para ampliar la producción de gas del campo ubicado al sur de Tierra del Fuego. La iniciativa está en línea con la enorme preparación logística que requerirá la colocación de dos nuevos pozos en el yacimiento off shore.
La UTE liderada por Total, de la que también participan Pan American Energy (PAE) y la alemana Wintershall, prevé también traer una “Jack-Up” de perforación que, según el cronograma previsto, debería arribar al país durante el primer trimestre.
La ampliación del proyecto Cuenca Marina Austral 1, tal como se conoce en la jerga petrolera al yacimiento marino, está en carpeta desde hace tiempo, aunque cuestiones ligadas a la economía del sector (como los bajos precios del gas natural y el cambio del marco impositivo) y problemas en el área logística (las petroleras sufren recurrentes retrasos a la hora de importar equipos estratégicos para la operación de los yacimientos) demoraron su realización.
Pero la delicada situación gasífera del país obligó al Gobierno a flexibilizar su posición. La producción de gas cayó un 7% en la primera mitad del año, según datos de la Secretaría de Energía. De ahí la premura de la Casa Rosada por conseguir inversiones que permitan frenar esa declinación. El off shore de Tierra del Fuego ocupa, en ese contexto, un rol diferencial, porque es uno de los pocos plays de la Argentina que puede sumar producción del hidrocarburo en el corto y mediano plazo.
Según indicaron allegados al proyecto, la ampliación de Carina-Aries demandará una inversión cercana a los u$s 300 millones. Y prevé la perforación de dos pozos horizontales en aguas profundas del Mar Argentino, que serán conectados al gasoducto submarino San Martín, el cual conecta la isla con el sistema nacional de tuberías.
El bloque Cuenca Marina Austral I aporta 18,7 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) de gas, de acuerdo con datos del IAPG. Es decir, genera por sí solo un 12% de la producción nacional del fluido. Una vez concluida la ampliación, planificada para 2015 ó 2016, el campo incorporará hasta 5 MMm3/día del hidrocarburo, para llegar a un acumulado de casi 24 MMm3/día. ›|‹