El director de Petróleo y Gas de Pampa Energía, Horacio Turri confirmó que la compañía, en conjunto con Exxon Mobil invertirán 520 millones de dólares para producir gas en Vaca Muerta.

En una entrevista publicada por el portal EconoJournal, Turri recordó que Pampa Energía ha invertido en los rubros de tight gas y shale gas, en las de Parva Negra, Sierra Chata y El Mangrullo), además de otras dos que opera YPF (Rincón del Mangrullo y Río Neuquén, la cual estaba a cargo de Petrobras hasta la compra).

Según Turri, todos los bloques ya exhiben una producción importante. Rincón del Mangrullo, extrae más de 5 millones de metros cúbicos diarios (m3/d), mientras que Río Neuquén está en 3,5 millones m3/d (1,2 millones más que al tomar Petrobras, lo que refleja una suba de un 50% en menos de un año).

“El gran desafío pasa por el desarrollo del tight de El Mangrullo y Sierra Chata y, particularmente, por el aprovechamiento del shale gas en Sierra Chata, El Mangrullo y Parva Negra. Asimismo, acabamos de participar de la quinta ronda licitatoria organizada por Gas y Petróleo del Neuquén (G&P), y presentamos la única oferta por Tacanas Norte, que es un excelente complemento para El Mangrullo”, detalló.

Turri dijo que dichas áreas son áreas vecinas, apenas separadas por un alambrado: mientras que El Mangrullo tiene alrededor de 170 kilómetros cuadrados (km2), Tacanas Norte suma otros 120 km2. “Con respecto a Parva Negra, junto con nuestro socio XTO ya perforamos el primer pozo horizontal de shale gas con una rama de 2.500 metros. Y en estos momentos estamos fracturándolo”, reveló.

La idea, indicó, es ejecutar unas 37 etapas de fractura. “Vamos por la sexta, así que en los próximos días podremos empezar con el flowback. Se tratará del primer pozo de Vaca Muerta que tendremos en ensayo y luego, eventualmente, en producción”, proyectó.

El objetivo, resaltó, es obtener mucha información para el desarrollo de Parva Negra y Sierra Chata. “Vaca Muerta aún es un banco de datos pobre y hay mucho por aprender. Sólo llevamos perforados un 2% de los pozos realizados en Estados Unidos”, comparó.

Además, el presidente de Petróleo y Gas de Pampa Energía adelantó que, junto a ExxonMobil, ya presentaron a Neuquén el programa de desarrollo de Sierra Chata, que es a un plazo de cinco años e involucra una inversión de 520 millones de dólares. También piensan en la evolución de Parva Negra

En paralelo a estas iniciativas, se apunta al desarrollo del tight. “En Mangrullo tenemos en la mira a las formaciones Agrio, Mulichinco y Vaca Muerta. Estamos pensando en desembolsar unos u$s 200 millones en cinco años”, dijo.

“En Agrio, por cierto, ya hemos hecho varias perforaciones. Mangrullo presenta dos tipos de pozos: los que llamamos combinados, que tienen producción de Milichinco, y los de Agrio. Es decir, se fractura Mulichinco, se pone un tapón, se va a Agrio, se fractura, se rota todo y se ponen las dos formaciones en producción”, explicó y dijo que los pozos han dado resultados positivos y que son relativamente baratos porque demandan unos u$s 5,5 millones y pueden arrancar en 350.000 ó 400.000 m3/d.

Con respecto al funcionamiento de otros pozos de tight gas, Turri señaló que “los de Río Neuquén arrancan en 500.000 m3/d y estamos yendo a casi 4.000 metros (frente a los 1.800 ó 1.900 de los ejemplos anteriores). Por eso un pozo en Río Neuquén cuesta el doble. Petrobras ya había trabajado sobre Agrio y nosotros reforzamos bastante la actividad”, dijo.

Uno de los problemas a los que se están enfrentando es la evacuación. “Mangrullo, y ahora podría ser Mangrullo-Tacanas (con el añadido de 120 km2 que incluyen a Mulichinco y nos permiten pensar en encontrar algo más allá de Vaca Muerta), padece un problema de evacuación. Hoy las instalaciones de tratamiento de gas están colmadas”, dijo.

“Estamos en torno a los 2,6 millones de m3/d, por lo que lanzamos un plan para ampliar la planta de tratamiento, llevarla a una potencialidad de 2 millones de m3/d y apuntar a un crecimiento modular de 1 millón más 1 millón. Así, para fines de 2018 Mangrullo tendría la posibilidad de evacuar 3,6 millones de m3/d”, agregó.

“Por otro lado, nos topamos con un problema de transporte. Estamos viendo con TGS la posibilidad de hacer un gasoducto que empalme con el que esa firma tiene en Vaca Muerta para conectarlo con Mangrullo”, precisó.

En referencia al área de Río Neuquén, que opera con YPF, Turri dijo que “la limitación no estriba en la producción, sino en la capacidad de evacuación. Cuando llegamos a Petrobras, en agosto de 2016, dicha capacidad era de 2,3 millones de m3/d, Nosotros la llevamos a 3,5 millones prácticamente sin ninguna inversión. El salto que vamos a dar se vincula con la instalación de un nuevo modulo de deshidratación de 2 millones de m3/d, lo cual nos hará trepar desde 3,5 millones a casi 5 millones de m3/d”, agregó.