Vaca Muerta. ExxonMobil comenzará a producir petróleo

La petrolera estadounidense planea producir 55.000 barriles equivalentes de petróleo por día en cinco años.

ntes de que comience el precoloquio de IDEA en Neuquén, la petrolera estadounidense ExxonMobil confirmó que avanzará con un proyecto de desarrollo masivo en el bloque Bajo del Choique – La Invernada, en Vaca Muerta, donde se espera que produzca un máximo de 55.000 barriles equivalentes de petróleo por día en cinco años. De esta forma se suma a Shell, que anunció el mes pasado el pase a desarrollo masivo de tres áreas para aumentar la producción de petróleo.

ExxonMobil indicó en un comunicado que planea perforar 90 pozos e instalar un infraestructura de exportación que se conectará al oleoducto de Oldelval y a refinerías. «Nos alientan los excelentes resultados obtenidos en nuestro proyecto piloto en Neuquén y esperamos un aumento de la producción a través de esta expansión significativa», dijo Staale Gjervik, vicepresidente senior de no convencionales de ExxonMobil.

«Las reformas implementadas por los gobiernos federal y provincial respectivamente han sido de importancia significativa para permitir que el desarrollo de Vaca Muerta se convierta en uno de los principales recursos energéticos del país», agregó.

El proyecto de desarrollo masivo en el bloque Bajo del Choique – La Invernada, en Vaca Muerta, se espera que produzca un máximo de 55.000 barriles equivalentes de petróleo por día en cinco años.

Si la expansión es exitosa, ExxonMobil podría avanzar en una segunda fase, indicaron, donde producirían hasta 75.000 barriles equivalentes de petróleo por día. «El cronograma de la segunda fase depende del desempeño inicial del proyecto, así como de las condiciones comerciales y de mercado, entre otros factores», explicaron.

Vaca Muerta

En diciembre de 2015, el gobierno de Neuquén otorgó a ExxonMobil una concesión de explotación a 35 años para el bloque Bajo del Choique-La Invernada en Vaca Muerta. La petrolera comenzó un programa piloto de exploración en agosto de 2016. Actualmente tiene tres pozos en producción y otros tres pozos adicionales pasando a esta etapa. También cuenta con una instalación de producción, un gasoducto y una terminal de petróleo, operativas desde 2017, y otro oleoducto de 16 pulgadas y 10 kilómetros de extensión recientemente instalado, que conecta la producción con el gasoducto del Pacífico.

En la formación hay siete áreas en esta etapa: ExxonMobil, las dos áreas operadas por YPF , Loma Campana y El Orejano; el yacimiento Fortín de Piedra, de Tecpetrol, y los tres bloques de Shell. Además, se espera que YPF pase a desarrollo los bloques La Amarga Chica y Bandurria

El gobernador neuquino Omar Gutiérrez dijo que esperaban tener no menos de 10 áreas en desarrollo masivo para fin de año. Actualmente, en la formación hay siete áreas en esta etapa, incluyendo el reciente anuncio de ExxonMobil. Las otras seis son las dos áreas operadas por YPF , Loma Campana y El Orejano; el yacimiento Fortín de Piedra, de Tecpetrol, y los tres bloques de Shell. Además, se espera que YPF pase a desarrollo los bloques La Amarga Chica y Bandurria.

La petrolera con control estatal sigue siendo la líder en no convencional con una producción de 71.100 barriles diarios.

Una de las formaciones de la exploración de Vaca Muerta
Una de las formaciones de la exploración de Vaca Muerta Fuente: Archivo

Nuevo gasoducto

Si bien el gas perdió relevancia en el anuncio de inversiones, luego de que se produjera una sobreabundancia de oferta en los meses cálidos y tras la decisión del Gobierno de limitar los subsidios a la producción, la falta de infraestructura para evacuar el hidrocarburo de Vaca Muerta es otro factor que limita la extracción.

Ayer, TGS inauguró el tramo inicial de 65 kilómetros de un gasoducto de 150 kilómetros, que permitirá captar un caudal de hasta 60 millones de metros cúbicos diarios (m3/d), y una planta de tratamiento, que acondicionará 5 millones de m3/d en una primera etapa. Para fin de año se espera que ambos proyectos estén terminados, tras una inversión total de US$300 millones.

«Esta obra representa una contribución esencial al desarrollo de las reservas de shale gas, ya que permite inyectar la producción incremental de gas a los sistemas de transporte y permitirá expandir la escala del mercado gasífero, aumentando las oportunidades de exportación», dijo Oscar Sardi, director general de TGS.

 

Fuente: LA NACION