“En agosto empieza la perforación de pozos off shore de gas en Vega Pléyade”

Según precisó Jean-Marc Hosanski, presidente de Total en la Argentina

El directivo dio detalles sobre la construcción del nuevo proyecto off shore que está encarando Total en las aguas de Tierra del Fuego. Implicará un desembolso de u$s 1.000 millones y empezará a producir gas antes de fin de año. También comentó los planes no convencionales que tiene en marcha la petrolera francesa. Y advirtió sobre la necesidad de mejorar las condiciones de inversión.

Jean-Marc Hosanski, presidente de Total en la Argentina, llegó al país a mediados de 2013. Desde entonces construyó un bajo perfil con escasísimas declaraciones públicas. De ahí el interés en escuchar su presentación en el seminario organizado por la Asociación de Ingenieros en Petróleo (SPE, por sus siglas en inglés), realizado en junio en el centro porteño. Fue una suerte de presentación tardía en sociedad.

Antes de radicarse en Buenos Aires, Hosanski estuvo a cargo de las operaciones de la petrolera francesa en Venezuela. “Muchos directivos de Total tuvieron una experiencia profesional en la Argentina. Claramente es un terreno de entrenamiento para nosotros. Me pregunto por qué, creo que ustedes saben la respuesta”, interpeló, divertido, el presidente de Total a la audiencia, que recibió risueña el convite.

Total es uno de los grandes jugadores del upstream local de hidrocarburos, principalmente en el segmento de gas. Es el segundo productor, con una oferta de 32 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) del fluido. “También tenemos presencia en otros negocios como el marketing de gas y el mercado de lubricantes”, aclaró el directivo.

En el área de E&P, el foco de la compañía europea se reparte en dos grandes polos: el off shore y el desarrollo convencional y no convencional de campos en la cuenca Neuquina. Total es el operador del mayor proyecto de hidrocarburos en el mar. Encabeza el consorcio CMA-1 del que también forman parte Pan American Energy (PAE) y Wintershall, subsidiaria del gigante petroquímico alemán BASF, que explota los yacimientos Karina-Aries, ubicados en el agua costa afuera de Tierra del Fuego.

El joint venture anunció el año pasado una inversión de u$s 1.000 millones para poner en producción el área Vega Pléyade, emplazada en la misma zona de la cuenca Austral. En la práctica, es el primer nuevo emprendimiento off shore que se lanza en el país en más de 10 años.

Hosanski brindó detalles de la iniciativa. “Este año lanzamos una campaña de perforación en las aguas de Tierra del Fuego. Es la primera desde 2006. Para eso, fue necesario construir un nuevo rig en Singapore, con condiciones específicas para poder operar en las difíciles condiciones climáticas  de la zona. El equipo arribó al país en marzo para perforar un pozo de delineación en Karina y dos pozos adicionales de producción en el mismo reservorio. Son perforaciones horizontales de largo alcance, por lo que estamos en condiciones de sumar una producción importante de gas desde el sur argentino”, destacó el ejecutivo. Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía fue uno de los pocos medios que asistió a la presentación.

Vega Pléyade

Lo que viene en los próximos meses, concretamente, es la perforación de Vega Pléyade, un bloque improductivo que, si todo sale según lo planeado por Total, podría aportar por sí solo 6 MMm³/d de gas del hidrocarburo; es decir, un 5% de la oferta total de gas del país.

“A partir de agosto está previsto el inicio de la perforación de Vega Pléyade. Vamos a colocar seis pozos en el proyecto. Ya terminamos de tender una cañería de 70 km hasta la planta de Río Cullen en Tierra del Fuego. El primer pozo podría entrar en producción antes de fin de año”, detalló el presidente de Total, que está presente en la Argentina desde 1978.

La plataforma de perforación que operará en las correntosas aguas de Tierra del Fuego fue construida en Cadiz (España). La cañería de 24 pulgadas que transportará el fluido desde el campo hasta una planta de tratamiento en la costa fue fabricada en conjunto por empresas de Japón, India y la Argentina. “Se utilizaron barcazas sumergibles para trasladar los equipos desde Europa hasta la zona de operación”, precisó Hosanski.

No convencional

El otro bunker de Total está ubicado en Neuquén. La petrolera francesa opera yacimientos gasíferos maduros en las áreas Aguada Pichana y San Roque. Y opera, además, seis bloques con potencial no convencional en los que está explorando el rendimiento de Vaca Muerta.

“Llevamos perforados 30 pozos de exploración y delineación en Vaca Muerta y estamos presentes en todas las ventanas de la formación (shale gas, shale oil y condensados). Hemos obtenido resultados excelentes que prueban que el recurso existe. El problema ahora es ver cómo convertirlos en reservas económicas, para lo cual debemos bajar los costos”, advirtió Hosanski.

Total está encarando dos proyectos pilotos de shale gas y condesados en Aguada Pichana y Rincón de la Ceniza, respectivamente. “El piloto de gas es el más avanzado. La semana pasada (mediados de junio) conectamos los primeros pozos del piloto de Pichana. En Rincón de la Ceniza trabajamos con Shell”, indicó el ejecutivo francés.

La iniciativa en Pi-chana prevé la colocación de 12 pozos en 5 pads. Son perforaciones horizontales con una extensión lateral de hasta 1.500 metros con entre 15 y 20 fracturas. Ya se perforaron 10 pozos y los dos restantes se colocarán en los próximos meses.

“A partir de la conexión de los pozos podemos averiguar si la productividad es tan buena como esperamos y ver, a la vez, qué lecciones podemos aprender en el camino de reducir los costos, que es la clave de estos proyectos”, precisó Hosanski.

Puntos pendientes

El perfil de inversión de Vaca Muerta tiene, a su entender, una serie de particularidades muy distintas de las de los campos convencionales. “El beneficio de los no convencionales es que se requiere muy poco tiempo entre el inicio de los proyectos y su puesta en producción. Pero el problema es que la producción baja muy rápidamente, lo que significa que los proyectos son de inversión y reinversión”, explicó el directivo. “Es necesario reinvertir el 80-90% de los ingresos generados. Es necesario contar con el flujo de caja para hacerlo”, agregó.

La clave es ofrecer condiciones que permitan la reinversión del capital. “Si las señales de precios –regulatorias o no en el área laboral– no son las adecuadas, se corre el riesgo de frenar la inversión y que la producción caiga. Hay que atraer financiamiento del exterior, porque el flujo de las empresas que ya están en el país no es suficiente para desarrollar Vaca Muerta”, precisó Hosanski.

Según los números incluidos en su presentación, por cada millón de m³/d de gas que se incorpora a la oferta local del hidrocarburo el Estado argentino se ahorra entre u$s 150 y 200 millones. “Existe potencial para recuperar el autoabastecimiento de gas. Se dieron pasos positivos, como la creación del Plan Gas (que autorizó un precio de u$s 7,50 por millón de BTU para el gas nuevo) y la sanción de una nueva Ley de Hidrocarburos enfocada en los campos no convencionales”, indicó el presidente de Total.

A pesar de eso, señaló que continúan los problemas relacionados con la escasez de divisas, necesarias para pagar tecnología que viene del exterior. Y también con la transferencia de dividendos a las casas matrices, “algo normal a nivel mundial, sin lo cual la Argentina no podrá atraer nuevas inversiones en un entorno competitivo con precios del crudo cercanos a los u$s 60”. ℗

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