La petrolera Aconcagua Energía manifestó al gobernador Alfredo Cornejo su interés por explorar en Payún Oeste, área que es contigua a la Vaca Muerta mendocina.
La empresa Aconcagua Energía está interesada en realizar una perforación en Payún Oeste, para explorar el potencial del petróleo no convencional.
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En 2024, después de varios años de caída en la producción petrolera, Mendoza logró alcanzar un leve crecimiento. El director de Hidrocarburos de la provincia, Lucas Erio, resaltó que esto es muy positivo porque los campos maduros declinan entre 8% y 10% anual. Vinculó este resultado a una serie de hitos y también mencionó varios hechos que podrían seguir empujando los valores hacia arriba.
Uno de ellos es que la empresa Aconcagua Energía, cuando ganó la licitación de la concesión de Payún Oeste, un área que llevaba una década inactiva, no sólo comprometió una inversión de US$ 8 millones, de los que US$ 7 millones se concretarán en los primeros 5 años, sino que ofreció “colaborar en el ‘desrisqueo’ de la porción de Vaca Muerta que se encuentra en ese lugar”.
El acuerdo de adjudicación contempla la reactivación de pozos inactivos, la perforación de un nuevo pozo, la realización de estudios geológicos avanzados y el saneamiento de pasivos -todo dentro del petróleo convencional-, pero durante el encuentro que directivos de la empresa mantuvieron con el gobernador Alfredo Cornejo y la ministra de Ambiente y Energía, Jimena Latorre, expresaron sus intenciones de hacer una perforación no convencional.
Erio detalló que Payún Oeste es contigua a las áreas donde YPF obtuvo buenos resultados en una primera etapa de exploración el año pasado, en la lengua mendocina de Vaca Muerta (en el sur de Malargüe). Así, pasó a una segunda etapa, que se concretará este año, con la perforación de dos nuevos pozos, a mayor profundidad. El funcionario destacó que los valores de producción son buenos y que una de las perforaciones existentes está produciendo muy buenos caudales de gas.
Detalló que la petrolera estatal ha navegado en tres niveles diferentes, en los que existe potencial para la explotación no convencional, y que podría haber un cuarto. Por otra parte, la provincia realizó sus propios estudios técnicos, que fueron presentados en una feria de oil & gas a fines del año pasado, en Neuquén, lo que generó interés. Aconcagua Energía también entiende que hay posibilidades y decidió salir a buscar inversores para explorar, con el lanzamiento al mercado de obligaciones negociables.
En cuanto a cuál sería el plazo en que estas inversiones en el no convencional, tanto de YPF como de Aconcagua, empiecen a engrosar los números de producción, se debe entender que la ley prevé plazos exploratorios, en los que la operadora va a ajustando, en función de los resultados, el bloque en el que avanzará en la explotación.
De ahí que puedan pasar 10 años desde las primeras perforaciones hasta empezar a producir (en Neuquén, el proceso tomó 15). Pero la normativa también establece regalías más altas durante la exploración, para incentivar a las empresas a acelerar la delimitación del yacimiento y pasar a la concesión de explotación.
Desde Aconcagua Energía manifestaron que consideran el bloque de Payún Oeste tiene un gran potencial para contribuir al desarrollo del sector hidrocarburífero en Mendoza. "Esta área, que incluye 13 pozos perforados -8 abandonados- por operadoras anteriores, se encuentra en una ubicación estratégica que permitirá explorar tanto recursos convencionales como no convencionales, en línea con el objetivo de desrisquear la lengua de la Formación Vaca Muerta presente en la región mencionada", expresaron. Y sumaron que la zona podría alcanzar un alto potencial, a partir de la reactivación de pozos inactivos y para ello se está avanzando en los estudios geológicos que permitirán trazar una hoja de ruta.
En una primera etapa, Aconcagua Energía prevé iniciar actividades exploratorias durante 2025 y 2026. "En este período, aprovecharemos los pozos ya perforados en el área para obtener información valiosa que apoye nuestros estudios geológicos y nos permita planificar futuras perforaciones y determinar el plan de trabajo, el cual validaremos con la provincia", detallaron.
Plantearon que el avance en este proyecto depende de varios factores, entre ellos técnicos y económicos. Explicaron que, si bien la tecnología para desarrollar este tipo de yacimientos está completamente implementada y optimizada gracias a la experiencia adquirida en otras regiones de la cuenca neuquina -epicentro de la exploración y desarrollo del no convencional-, la competencia por equipos (uno de los recursos escasos) y la rentabilidad de éstos en zonas periféricas de Vaca Muerta son aspectos críticos que influirán en el desarrollo. "Sin embargo, en Aconcagua Energía estamos dispuestos a trabajar junto a las autoridades provinciales para maximizar el potencial de esta nueva concesión, destacando además que contamos con equipos propios que podríamos utilizar para ello", resaltaron.
Otro de los hechos que se espera generen un repunte productivo en un futuro es la cesión, por parte de YPF, de los yacimientos maduros que puso en venta a principios del año pasado y que representan un 25% de la producción convencional en la provincia. Si bien la petrolera sostuvo la operación en estos clústeres, como era de esperarse, no realizó nuevas inversiones, por lo que en todo el año pasado no hubo una mejora en estos sitios.
En noviembre se concretó la primera de las tres cesiones, del clúster Llancanelo, a PCR (Petroquímica Comodoro Rivadavia) y la empresa comprometió inversiones por US$ 120 millones para los próximos años, el comienzo de las perforaciones en 2025 y una proyección de duplicar la producción. Por tratarse de crudo pesado, que demanda tecnología para calentarlo y poder moverlo, se acordó una reducción de regalías.
Sin embargo, aún debe concretarse la cesión de los otros dos: Mendoza Norte a Petróleos Sudamericanos y Mendoza Sur a la UTE conformada por Quintana Energy y TSB. Erio resaltó que ya terminó el análisis por parte de la Dirección de Hidrocarburos de la propuesta del clúster Norte y el expediente obtuvo el visto bueno de la Dirección de Asuntos Jurídicos, por lo que sólo resta el dictamen de Fiscalía de Estado.
Si todo avanza sin inconvenientes en esta última etapa, el gobernador firmará el decreto de prórroga de la concesión de las áreas dentro de ese clúster que estaban prontas a vencer y la ministra Latorre emitirá la resolución de cesión de YPF a Petróleos Sudamericanos en los pròxios días. Como parte de las condiciones para prorrogar la concesión se estableció que, como mínimo, la empresa debe invertir US$ 58 millones al año, lo que debería tener un impacto positivo en la producción.
El director de Hidrocarburos detalló que también hay pequeños hechos que, en su conjunto, han contribuido a que la producción petrolera haya crecido un 1% a un 1,2% en 2024, con respecto a 2023, en Mendoza. Uno de ellos es la recuperación terciaria en Chachahuén Sur, que se convirtió, gracias a la incorporación de tecnología, en uno de los yacimientos convencionales más importantes de YPF en el país.
Se trata de la utilización de plantas que inyectan una solución polimérica, que, por su viscosidad, arrastra mejor el hidrocarburo presente en los campos maduros que cuando se usa agua (recuperación secundaria). Esta misma modalidad es la que ha empezado a usar Pluspetrol en El Corcovo, con muy buenos resultados también.
Por otra parte, la provincia ha apostado por favorecer que las grandes petroleras, que en general se han enfocado en el no convencional, cedan las áreas maduras a otras compañías pequeñas que, por tener costos operativos más reducidos, pueden incrementar la producción en estos campos y obtener rentabilidad.
Un ejemplo de esto fue Fénix, que traspasó cuatro activos en 2023 a PCR y, desde septiembre de ese año a la actualidad, la producción pasó de 40 a 50 m3 diarios a 150 m3. Recientemente se firmó la prórroga de estas áreas, con un compromiso de inversión de US$ 20 millones, que incluye la perforación de pozos exploratorios.
Otro caso ilustrativo es el de Hatrick en Lindero de Piedra, donde también hay crudo pesado y la extracción pasó de 17 a 20 m3 diarios en 2019 a 60 m3 en 2024; lo que implica que se triplicó en cinco años.
Por otra parte, en diciembre, la Compañía General de Combustibles (CGC) decidió ceder las operaciones de las áreas Piedras Coloradas y Cacheuta, ubicadas en la Cuenca Cuyana, a la mendocina VenOil, que se compromete a realizar inversiones para revitalizar los yacimientos maduros. La provincia se encuentra en este momento analizando la propuesta de cesión y prórroga.
