Con las áreas que le adquirió a Vista
Aconcagua y una apuesta firme por los convencionales en Río Negro
La compañía adquirió nuevas áreas que les cedió Vista y amplían su cartera. El mejoramiento de la integridad de las facilities y la recuperación secundaria son prioridades.
Aconcagua Energía amplió su cartera de áreas en la Cuenca Neuquina tras hacerse de la operación de cinco bloques en Río Negro y uno en Neuquén que le pertenecían a Vista. En una industria que apunta al shale de Vaca Muerta, ¿cuáles son las oportunidades para los yacimientos maduros y los hidrocarburos convencionales en la Argentina? Aconcagua tiene algunas respuestas.
La compañía tiene cuatro equipos de torres, siendo la adquisición más reciente un perforador que ya está trabajando en sus nuevas áreas. La flota se completa con un workover y dos pulling. "Fue una forma de desriskear la ejecución de nuestros planes al tener disponible un equipo, que es cero kilómetro, de 1000 HP y nos permite llegar hasta 4200 metros de profundidas", señaló Leonardo Deccechis, Gerente General de Operaciones (COO) de Aconcagua Energía, en diálogo con Mejor Energía.
Este nuevo perforador comenzó a trabajar en Jagüel de los Machos, una de sus nuevas áreas en Río Negro, y continuará en el resto de los bloques, incluso en algunos que tiene la empresa en Mendoza. En los últimos días, Aconcagua ya perfiló el primer pozo y comenzó con el entubado. "Estamos ansiosos pero la estrategia fue hacerlo con cautela, porque el equipo es nuevo y la gente también, teníamos que acomodarnos, dándole prioridad a la seguridad. Ahora tenemos que esperar qué nos dice la naturaleza", indicó.
La compra del perforador fue una decisión ante la competencia por los “fierros” que tiene el convencional en todo el país con Vaca Muerta, donde los yacimientos con objetivo en la roca shale son una aspiradora de recursos. Dejar de tener incertidumbre a la espera de periodos de menos actividad o no operación en el shale neuquino llevó a Aconcagua a adquirir su propio perforador.
"Por ejemplo, el primer pozo que hicimos en Catriel Oeste, que fue exploratorio a principios de este año, se nos demoró prácticamente seis meses por disponibilidad de equipo, nos dejaba en una situación de mucha vulnerabilidad. Entonces, tenés un riesgo intrínseco muy grande de ejecución, por eso avanzamos con la incorporación del perforador", comentó el COO de Aconcagua.
Los niveles del convencional
El plan en las áreas convencionales obtenidas a través del acuerdo con Vista tiene tres niveles. El primero, es la puesta en marcha de los pozos inactivos (hacia fin de año, la campaña de reactivación suma 128 pozos). El segundo implica la aplicación de técnicas de recuperación mejorada de petróleo, con secundaria (con la inyección de agua); e incluso, en un tercer nivel, apuntar en el mediano plazo a la terciaria (con polímeros).
El 45% de los pozos que tiene Aconcagua operan con recuperación secundaria y el resto está en primaria. Queda una oportunidad en el largo plazo de ampliar el número de pozos con secundaria y, más adelante, la terciaria le permitirá extenderle la vida útil. Eso está ocurriendo en Chubut con los pozos de YPF en Manantiales Behr y de Capsa en Diadema.
Deccechis comenzó que Aconcagua viene monitoreando las facilities de sus nuevos campos para mejorar la integridad y modernizar las instalaciones de superficie. Los yacimientos tienen su historia, con distintos operadores y realidades, con pozos que arrojan un 98% de agua. "No hay problemas de capacidad para procesar producción, pero si se requiere un foco especial en temas de integridad. Es así que gran parte de las inversiones en facilities están asociadas a reparaciones de tanques, de tratadores, entre otros", subrayó.
Como la base de pozos con secundaria irá creciendo con la maduración de los yacimientos, una de las inversiones más importantes estará en la reutilización de agua de producción, reemplazando así el agua dulce. “En los planes del año que viene estamos avanzando con un piloto de reconversión para ir por ese camino, básicamente por el convencimiento ambiental. Y porque gran parte del costo operativo está referido al movimiento de fluido y la corrosión e integridad de las instalaciones”, explicó el referente de Aconcagua.
Los mercados y las renegociaciones que vienen
La compañía tiene una producción de 13 mil barriles equivalentes de petróleo (el 76% es crudo, el resto gas). Tienen acuerdos con YPF, Trafigura y Shell para el mercado interno, usando el sistema de Oldelval y el de la refinería de Luján de Cuyo, pero también cuentan con la posibilidad de exportar cerca de un 27% de su producción de petróleo.
Aconcagua obtuvo la operación en Río Negro de las concesiones Entre Lomas Río Negro, Jarilla Quemada, Charco del Palenque, Jagüel de los Machos y 25 de Mayo-Medanito SE; y en Neuquén se quedó con Entre Lomas Neuquén. Es así que la firma pasó a operar 13 concesiones entre las cuencas Neuquina y Cuyana. Vista acordó su devinculación de las áreas para concentrarse en Vaca Muerta, donde es el segundo productor de petróleo no convencional.
Todas las áreas que están en Río Negro tienen fecha de vencimiento de sus contratos entre 2026 y 2027, por lo que Aconcagua también buscará la renovación de los contratos al modernizar las instalaciones, apostar al futuro de los hidrocarburos convencionales y presentar un plan de inversiones acordes al sector de los yacimientos maduros.
