Por Raúl Figueroa) Además, Compañía General de Combustibles lanza un plan exploratorio de 10 pozos anuales y el registro sísmico 3D de 2.000 km.2 en áreas del sur santacruceño.
Compañía General de Combustibles (CGC) logró un hito importante en Santa Cruz en los últimos 17 meses, al haber duplicado su producción de gas, ubicándose hoy en el orden de los 4,4 millones de metros cúbicos diarios, a partir de su actividad en áreas no convencionales de la cuenca Austral. En esta entrevista exclusiva con Santa Cruz Produce, Pablo Chebli –COO, Chief Operating Officer-, director de Operaciones de la compañía, expone detalles sobre objetivos de producción y exploración para apuntalar ese crecimiento.
-¿Cuál es la proyección de actividad en general para este año en la cuenca Austral, particularmente en la provincia de Santa Cruz?
-Este año hemos tomado un segundo equipo de perforación, estamos planteando por primera vez desde que estamos en la cuenca la actividad para todo el año con dos perforadores full time, enfocando gran parte de su tarea en nuestro proyecto no convencional, que es el primero y único fuera de la cuenca Neuquina. Estamos apuntando a crecer fuertemente este año.
-¿Qué magnitud tiene el potencial de recursos, tratándose del primero fuera de la cuenca Neuquina? ¿Cuál es la perspectiva para la cuenca Austral?
-Este proyecto es de arenas tight, es decir cerradas o compactas, que se consideran no convencional por su baja permeabilidad. Si bien éste es el más importante y en condiciones de lanzarse, hay otros de la misma característica en la cuenca Austral y en nuestros activos, que hoy estamos evaluando y posiblemente podamos poner en marcha a futuro. Por otro lado, la roca madre Palermo Aike, que es nuestra ‘Vaca Muerta local’, que si bien tiene características más pobres, todavía no fue evaluado con pozos para comprobar lo que nosotros creemos que puede ser en producción potencial de shale. En todos los casos, hablamos recursos gasíferos, fundamentalmente para no convencionales.
10 pozos exploratorios por año
-En lo que hace a la recuperación de precios del petróleo en el mercado internacional, si bien se esperaba una mejora, el recupero parece estar por encima de lo que se estimaba. Los altos precios actuales, ¿modifican en algo las proyecciones del año?
-Claramente estamos empezando a ver con otros ojos el petróleo, si bien mantuvimos siempre nuestra producción de crudo. En este incremento de actividad que planteamos, estamos viendo el potencial petrolero con muy buenos ojos. Para los años 2018 y 2019 estamos planteando una campaña exploratoria muy agresiva, con 10 pozos por año; además, esperamos registrar 2.000 km cuadrados de sísmica 3D con fines exploratorios, entre noviembre de este año y abril de 2019. Dentro de este marco estamos dando importancia al petróleo para crecimientos futuros de nuestra producción. Hoy estamos netamente enfocados al gas y principalmente a nuestro proyecto no convencional.
-¿Cuál fue la incidencia de la política de precios de incentivos para el gas no convencional en estos desarrollos?
-Claramente no se podría haber desarrollado este proyecto sin los incentivos, porque las variables económicas estaban muy cerca de no ser rentables. Con este esfuerzo que se hizo desde Nación, al que obviamente nos sumamos nosotros con un esfuerzo de inversión muy fuerte, más la provincia aprobando este proyecto y otorgándonos la concesión no convencional y el acuerdo con los sindicatos para la adenda (sobre el convenio de trabajo en áreas no convencionales), creo que se cerró el círculo para concretar este proyecto. Esto nos permitió en los últimos 17 meses duplicar nuestra producción de gas, porque pasamos desde 2,2 a 4,4 millones de metros cúbicos de gas por día, con la importancia que tiene esto para la provincia en regalías y haber subido otro equipo de perforación que genera más trabajo. Es decir, ganamos todos.
-Un aporte adicional de gas en esa magnitud es importante, considerando el déficit que tiene el país en la actualidad, que puede llegar a los 20 ó 30 millones de metros cúbicos diarios en las épocas de mayor demanda…
-Sí el país tiene esos picos de demanda de gas en invierno y tenemos que empezar a trabajar para ver qué vamos a hacer con el gas en verano y sobre las limitaciones del gasoducto San Martín. Todavía no tiene limitaciones, pero si sigue creciendo nuestra producción y la que venga de la isla y los proyectos off shore, en el futuro va a tener limitaciones por lo que habrá que buscar alternativas de evacuación u opciones para su ampliación. O bien generar electricidad a nivel local, se deben buscar todas las alternativas posibles.
-Según su presentación ante el Ministerio de Energía de la Nación, CGC proyecta casi 144 millones de dólares en explotación y 41,4 en exploración para este año, es decir 12% de incremento respecto del año pasado. ¿Este programa es mayoritamente para gas?
-En explotación sí, un 90% para gas. En exploración enfocamos a varios frentes, ahí hablamos de los 10 pozos por año que estamos pensando para los próximos dos años, sobre un total de 40 a 44 exploratorios, que tendrá un 70% destinado a gas y el resto a petróleo.
-¿Siempre en áreas no convencionales?
-No, la parte de sísmica y pozos nuevos está repartida y abarca también áreas convencionales. Hemos vuelto también a la actividad en la zona Este de la provincia, cerca de donde pasa el gasoducto San Martín, con actividad exploratoria (3 ó 4 pozos van a ese sector) en esas áreas más una parte importante de la sísmica 3D: de los 2.000 km2, 800 se harán en este sector, que ya tiene muchos años de explorado pero con poca actividad en los últimos 15 ó 20 años.
-Campo Indio Este y El Cerrito, ¿son concesiones nuevas otorgadas por la provincia de Santa Cruz?
-Campo Indio Este y El Cerrito son concesiones que teníamos con anterioridad, pero que ahora las hemos transformado en concesiones no convencionales, ahí tenemos fuerte compromiso tanto con la provincia como de Nación con incentivo al gas; son concesiones donde ya veníamos invirtiendo. El año pasado ganamos Tapi Aike, donde empezamos este año con la sísmica 3D comprometida.
Desarrollo de proveedores locales
-¿Se ha podido avanzar en la mejora de costos?
-Los costos operativos en la cuenca Austral son muy altos por cuestiones logísticas, por transporte, etc, estamos lejos de compararnos con otras zonas del país, incluso con Comodoro Rivadavia. No contamos con bases de grandes empresas de servicios, toda la logística depende de Chubut o incluso de Neuquén, con suerte de la zona norte de Santa Cruz. La adenda para los sectores donde estamos trabajando con proyectos no convencionales ha mejorado un poco los costos pero en el resto de las zonas aún falta. Con nuestro crecimiento hemos diluido muchos de esos costos, manteniendo los niveles nominales y diluyendo por producción, pero tenemos que trabajar fuerte en esos temas todavía.
-¿Puede pensarse que en la medida que haya desarrollo de estos proyectos, o se obtengan buenos resultados en las exploraciones, se generarán condiciones para la radicación de empresas de servicios?
-Esperamos que sí, que a medida que crezca la actividad en el sur de la provincia y también con otras operadoras con actividad más fuerte, crezca la cantidad de empresas radicadas y se puedan bajar costos. Mientras tanto, estamos trabajando en el desarrollo de proveedores: la idea es promover la actividad de proveedores locales y apoyarlos, mejorando la calidad y el servicio que prestan, viendo cuáles están en condiciones de sumar servicios a lo que hacen y sumar servicios que hoy no tenemos en la cuenca. Iniciamos este proyecto de desarrollo de proveedores hace un par de meses, por lo que esperamos lograr mejor calidad y mejores costos de los servicios.
Recuadro
Tecnología de punta: pozos de 1.200 metros 16 fracturas
Además de los 4 puntales mencionados para el crecimiento de la producción gasífera de CGC en Santa Cruz (Provincia, como poder concedente de la explotación de áreas; Nación, por la política de precios de incentivos para el gas de áreas N.C; gremios y la aceptación de la adenda; y empresa, con sus planes de inversión) Chebli pondera la incorporación de tecnología de punta, en lo que hace a la actividad con pozos horizontales:
“Habíamos empezado con pozos de 800 metros de rama horizontal y 10 fracturas y hoy ya estamos en pozos de 1.200 metros y 16 fracturas, manteniendo prácticamente el mismo costo, pero con mayor productividad. Esto es un logro importante en el proceso de los últimos 12 meses”.
