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Fox Petrol, una compañía de origen neuquino que opera una refinería en esa provincia, está de regreso. La firma decidió reactivar su destilería, que operó entre los años 2000 y 2016, fue recientemente adquirida por un fondo de inversión americano y Kalpa Group, un holding de capitales nacionales. Se espera que la refinería reingrese en operación en mayo, dado qua actualmente se encuentra en pleno proceso de puesta a punto.

Las instalaciones están estratégicamente ubicadas en el parque industrial de la localidad de Senillosa, a 33 km de la ciudad de Neuquén, sobre la margen izquierda del río Limay. Desde Fox Peptrol informaron que «esta posición le otorga una enorme injerencia en una zona productiva ubicada en el sudeste de la provincia, en el límite con Río Negro y La Pampa, formando parte del yacimiento Vaca Muerta, la principal formación de petróleo y gas shale (no convencional) de Argentina».

Según informó el nuevo gerente general de Fox, Ignacio Barousse, ”la puesta en marcha se dará en un breve lapso, y permitirá sumar una alternativa para la evacuación del crudo de la Cuenca Neuquina”. La reactivación de la planta supone la creación de 30 trabajadores en forma directa y más de 100 de manera indirecta.

Características

Fox Petrol S.A inició su actividad comercial e industrial en el procesamiento de hidrocarburos agregando valor en origen en el año 2000 y la destilería estuvo en pleno funcionamiento hasta 2016. Desde la empresa destacaron que «la destilería se caracterizó por su capacidad para abastecer al mercado local y regional de combustibles, como también por la exportación de solventes no solo al Mercosur sino también a mercados como EE.UU y Europa. Su planta cuenta con una capacidad de procesamiento de 10.000 M3/mes, y está especialmente diseñada para el procesamiento de condensados para la producción de naftas, gasoil y GLP».

Fuente: econojournal.com.ar

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Megeve Investments, propiedad de la familia chilena Solari Donaggio, adquirió a través de su nueva compañía Patagonia Energy la concesión de explotación de las áreas de hidrocarburos Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, ubicadas en el norte de Vaca Muerta. Según informaron a Ámbito, los costos de operación para hacerse cargo de las áreas y las inversiones comprometidas a futuro suman alrededor de u$s100 millones.

Los empresarios chilenos asumieron la totalidad de las obligaciones financieras restructuradas por Medanito, -anteriores explotadores- y prometieron dar continuidad a la operación del área y estabilidad laboral al personal involucrado, mientras Medanito concluye su reestructuración financiera, tanto con instituciones financieras como con tenedores de sus obligaciones negociables.

Patagonia Energy

 

“Nos entusiasman los desafíos que enfrentamos y desde el primer día trabajaremos para mejorar el desempeño de Aguada del Chivato, focalizándonos en una operación profesional, eficiente y sustentable. Iniciamos nuestra participación en el sector con la determinación de convertir a Patagonia Energy en un jugador relevante en la industria, desarrollando esta y las nuevas oportunidades que se presenten”, señaló Ingeniero Gustavo Palomeque, recientemente designado CEO de la compañía trasandina.

Aguada del Chivato y Aguada Bocarey se encuentran en el centro norte de la cuenca neuquina, en cercanías de la localidad de Rincón de los Sauces, y comprende una superficie de 110 km2. Actualmente cuenta con 30 pozos activos a partir de los cuales produce 600 barriles de petróleo y 65.000 m3 por día de gas.

 

 

Según detallaron desde Patagonia Energy, hoy el área destina alrededor de 35.000 m3 de gas diarios para cubrir la demanda de Rincón de los Sauces durante todo el año. “Existen en la concesión dos pozos no convencionales, uno vertical y otro horizontal, que se perforaron con el propósito de evaluar Vaca Muerta. Esta concesión está estratégicamente localizada sobre la formación en ‘ventana de petróleo’ y se ubica al lado del futuro parque industrial de Rincón de los Sauces, que podría representar una importante ventaja competitiva para un eventual desarrollo no convencional”, señalaron los nuevos concesionarios.

El Grupo Megeve cuenta con una amplia cartera regional de inversiones en minería, generación eléctrica y desarrollos inmobiliarios. Actualmente son propietarios de la cadena Sodimac en Argentina y de Falabella. Sus directores son los tres hermanos Solari Donaggio, que dirigen los destinos del retailer desde el retiro de su padre en 2010.

 

 

Las fuentes vinculadas a la adquisición -que tuvo asesoramiento de Puente- revelaron que la operación contó con la participación activa del Gobierno del Neuquén en las negociaciones, para “generar condiciones reglamentarias y comerciales propicias”.

La gestión de Omar Gutiérrez otorgó a Medanito – a instancias de Patagonia Energy- una extensión de 10 años para la concesión del área, formalizada por el Decreto Provincial 1.904/21, en la que se comprometieron:

• un bono de extensión de u$s 6,8 millones,

• un bono de responsabilidad social empresaria de u$s 900.000

• erogaciones totales por u$s 95,7 millones, incluyendo la perforación de nueve pozos convencionales.

Luego, mediante el Decreto 1.954/21, el gobierno del Neuquén cedió la concesión a Patagonia Energy otorgándole los derechos de explotación de la misma.

 

 

Según informaron desde la petrolera chilena, ahora se desplegará un equipo técnico a cargo de Capetrol S.A., quien operará los yacimientos, haciendo uso de su “experiencia e idoneidad, con el claro objetivo de materializar el potencial de la concesión”.

De cara al futuro, Patagonia Energy buscará consolidar “los recursos necesarios para manejar todos aquellos proyectos que decida emprender, tanto en el ámbito de campos maduros, como también en el de recursos no convencionales”.

Fuente: www.ambito.com

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El petróleo crudo llega al parque de tanques del Complejo donde se almacena y con una bomba se envían a las tres plantas destiladoras o Toping. El crudo se precalienta en un tren de intercambio, que se utiliza para aprovechar corrientes de procesado. También tiene una etapa de desalado, para extraer las sales que tiene el crudo, para que no formen productos de corrosión. El petróleo crudo desalado se vuelve a precalentar en un horno a 350 grados centígrados y después entra a la torre fraccionadora. Allí, unos platos separan los distintos componentes según su punto de ebullición. Los más livianos salen “por cabeza” (por arriba) y también hay cortes laterales de nafta pesada, kerosene, gasoil y gasoil pesado, entre otros. Lo que no se destila sale por el fondo, que va a una unidad de vacío para una nueva destilación.

 

El tren que procesa el petróleo crudo que viene de Neuquén y Río Negro, que por su composición es más apto para la producción de lubricantes, utiliza los cortes de la torre de vacío, se separan según su viscosidad y se los procesa para hacer bases lubricantes, que luego con el blending y la inyección de aditivos, se llega al producto terminado.

Los productos que salen del Toping van a otros procesos. Parte de la nafta va a la petroquímica y otra parte va a unidades de reformado, que a través de un catalizador se les aumenta el octanaje para hacer la nafta Infinia o la Súper. En el caso del gasoil va a unidades de hidrotratamiento para eliminar impurezas, como el azufre, nitrógeno o la espina doble ligadura, para dejar el producto apto para la calidad gasoil Infinia o el Grado 2.

El gasoil pesado va a otras unidades de cracking o craqueo para aprovecharse y volver a generar naftas y gasoil. En la refinería hay craqueo térmico, que son los coke, y los catalíticos (unidades A y B), que son unidades de aumento de conversión.

El Catalítico A se construyó en 1955 y se reformuló en varias oportunidades, tiene una capacidad de procesamiento de 180 metros cúbicos por hora, muy similar al Catalítico B. Allí se aprovecha el fondo del barril de crudo, lo que no se destila, para obtener productos de alto valor como naftas, gasoil, gas licuado del petróleo (GLP) o JP1, combustibles para aviones. Son cargas pesadas, con cadenas de carbono muy largas que no tienen valor por sí solas, y que se someten altas temperaturas y a un polvo catalizador, como si fuera una arena más fina que la caribeña, y cataliza las reacciones de craqueo. Por ejemplo, el gasoil pesado se craquea, las cadenas de carbono grandes se rompen, y dan un resultado de cadenas de moléculas más chicas que sí tienen valor económico. De este proceso surgen gases livianos (metano o etano, que se utilizan en los mismos hornos de la refinería), GLP que va a las plantas de químicas, naftas, gasoil y gasoil decantando, que puede ser fuel oil para centrales térmicas o carga para los mismos cokes. Todo se aprovecha.

En la refinería también hay una unidad de asfalto, que se produce con lo que no se destila en la torre de vacío, que se hace una extracción líquido-líquido con propano y se obtiene asfalto que se vende para usar en las calles de todo el país.

La refinería de YPF de La Plata posee un índice de complejidad Solomon de 8,3 y, conjuntamente, con la refinería de Luján de Cuyo (índice 10,7) son las más complejas del país. En Mendoza hay una capacidad para refinar más de 105.000 barriles de crudo por día. La refinería de Plaza Huincul puede refinar 25.000 barriles por día y tiene un índice de complejidad Solomon de 1,9. No tiene coke ni catalítico: el crudo ingresa al Toping por ductos y se procesa. El fondo, lo que no se destila, lo inyectan nuevamente en el oleoducto y viaja a La Plata.

El Complejo CILP produce el 52% del Jet A1, el 39% del gasoil y el 41% de las naftas del total de la producción nacional. Tiene una capacidad de procesamiento de 189.000 barriles de crudo por día (unos 9 millones de m3) y emplea a más de 4.000 trabajadores, de los cuales 10% son mujeres. Las plantas operan las 24 horas del día, los 365 días del año. En los últimos seis años YPF invirtió más de u$s1.600 millones en adecuaciones y tareas de mantenimiento en el Complejo. Hoy la petrolera refina 55% de crudo neuquino y 45% de la Cuenca San Jorge y compra a otras compañías solo un 20% del total de refinación, pero para 2023 se espera que procese casi 100% del crudo propio, aunque siempre hay yacimientos cautivos que requieren adquisiciones para que no queden inoperantes.

 

Pero en las instalaciones de YPF en La Plata no solo se trabaja para la firma de bandera. El crudo del Golfo San Jorge que se trasladó en barco y se descargó en Puerto Rosales (Bahía Blanca) se bombea hasta la planta y desde allí se abastece a la refinería de PAE (Axion) en Campana, que procesa 88.000 barriles diarios, y a la de Raízen (Shell) en Dock Sud, que tiene capacidad para refinar 107.00 barriles. Así lo explicó Carlos Benito, gerente de operaciones y logística, con 20 años de experiencia en la compañía, y máximo responsable de los más de 3.000 km de ductos y poliductos. “Nosotros tenemos la responsabilidad de transportar el crudo que sale de los yacimientos. Como son ductos concesionados a la Nación tenemos la obligación de mantenerlos, operarlos y prestar servicios a otras compañías para no ser cautivos del crudo. Nos rige la reglamentación 120 de transporte de crudo. A Rosales llegan todos los crudos y se arman los Bach, que van a cada refinería. Esos Bach los separamos por crudo pesado y liviano. Nosotros transportamos 60% de crudo pesado, que viene de Santa Cruz y zona Sur, y un 40% que viene de la zona neuquina. De ese 40%, el 70% es de Vaca Muerta, que son unos 400.000 m3 mensuales”, explicó Benito.

Al crudo de Neuquén-Río Negro, que en La Plata se le llama Medanito, se le suma el shale de Vaca Muerta, y se lo procesa en los Toping para hacer lubricantes. Según comentó Manuel Alardi, gerente de lubricantes de la refinería, el crudo neuquino tiene un rendimiento más bajo en fondo, con un poco más de azufre, y mejor rendimiento en naftas, gasoil y destilados, con una composición más parafínica, de enlaces simples, que sirve para hacer bases lubricante. “Desde que se empezó a desarrollar Vaca Muerta en los últimos años fue incrementándose la proporción de shale en la corriente de lubricantes. Antes el crudo que venía de la cuenca neuquina era un convencional, pero hoy estamos en 60% de shale en esa corriente”, especificó Alardi, garante de los Toping C, D y IV y de la producción de lubricantes de YPF.

El boom de producción de Vaca Muerta obligó a los refinadores a adoptar medidas importantes. En septiembre pasado YPF completó con éxito la puesta a punto de la planta Catalítico A, lo que implicó más 70 días de trabajo continuo de 800 operarios especializados y una inversión de u$s30 millones. Se realizaron tareas de apertura, limpieza, inspección y reparación en 116 equipos, y se completó la reparación y el cambio de 640 válvulas. Los trabajos incluyeron 130 tareas metalúrgicas y el reemplazo de 550 líneas de agua de refrigeración. También se reemplazó una turbina a vapor por un moderno generador eléctrico, que brinda mayor eficiencia energética y seguridad. YPF informó que se trata de un generador de una potencia de 3500 KVA, que permitirá un ahorro de 25 toneladas de vapor/hora.

Con el incremento del procesamiento del shale el diseño de la planta encuentra “cuellos de botella”. Por ejemplo, con el crudo de Vaca Muerta, que aporta mucho caudal de naftas, se reduce la capacidad de condensarla y se tienen que adecuar las plantas. “Ahora la obra que se está haciendo en el Toping D es agregar intercambiadores de calor y una torre denaftadora, que va a eliminar los componentes livianos antes de entrar al horno, y se va a poder aumentar el procesamiento de la planta y eliminar los cuellos de botella en el horno y en el sistema de condensación de cabeza”, detalló Alardi.

Las obras en el Toping D están en la etapa civil, con la ejecución de pilotes, a cargo de la empresa AESA, la constructora de YPF. La inversión total es de casi u$s150 millones. Para fines del 2023 estará en marcha y permitirá aumentar el tratamiento de 420.000 m3/hora de shale oil a 560.000 m3/hora. Eso equivale a casi un 25% más de procesamiento del crudo de Vaca Muerta.

También se anunciaron inversiones complementarias por u$s360 millones más para obras menores de renovación de una planta de hidrotratamiento de naftas (HTNFCC), la construcción de una nueva (HTNC B) y para poner a punto una unidad en desuso (magnaforming).

Según comentó Pablo Rizzo, gerente general de la refinería, al aumentar la producción de petróleo en Vaca Muerta se espera que para los próximos años se produzca una cantidad de crudo equivalente al nivel de procesamiento, al tiempo que crece la expectativa de exportarlo a Chile. “El oleoducto trasandino hoy está fuera de servicio, pero se le han hecho todos los mantenimientos porque una vez que se incremente la producción de shale oil la idea es evacuarlo en crudo. En el Plan estratégico indica que en 2023 tendremos saturada la capacidad de refinación propia y a partir de ahí habrá saldos exportables, seguramente será para 2025”. Ese año la refinería cumplirá su primer centenario.

Fuente: www.ambito.com

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En el mes de junio, el megayacimiento de petróleo no convencional de Vaca Muerta alcanzó un nuevo récord de producción: superó los 150 mil barriles diarios.

En consecuencia, la provincia de Neuquén, que aloja a Vaca Muerta, obtuvo grandes ingresos por regalías petroleras, que se duplicaron en el primer semestre.

En ese período, las regalías acumuladas Neuquén aumentaron 92% y los impuestos provinciales 63%. De esta manera, fueron las dos principales fuentes de ingresos de la provincia, relegando al tercer lugar a recursos provenientes de la coparticipación federal. Según los datos de Neuquén, la producción viene creciendo a un ritmo del 3% mensual.

En enero, la provincia patagónica había recibido unos $3.500 millones por la actividad de petróleo y gas, mientras que en julio rozaron los $ 7.000 millones.

Cabe destacar, que los datos reflejan la producción de junio, pero como se liquidan al mes siguiente, las regalías se cuentan como ingresadas en julio.

Luego, en mayo, el megayacimiento ya había alcanzado los 147.000 barriles diarios de producción, a partir de un nivel récord de fracturas, el sistema a través del cual se extrae el petróleo en yacimientos no convencionales.

Ahora bien, el barril de Brent del Mar del Norte (referencia para nuestro país y gran parte del planeta) cerró la semana en Londres con un alza del 0,42%, a US$ 74,10 para entrega en septiembre. En Nueva York, el barril de WTI para entrega en septiembre ganó 0,22%, a $72,07.

Seguidamente, en el mes de junio, la provincia patagónica se consolidó como la principal provincia petrolera de la Argentina. En segundo lugar, se ubicó Chubut, donde opera el yacimiento Cerro Dragón, uno de los más productivos del país.

En el caso de Vaca Muerta, hasta ahora la mayor parte de la producción se destina a la demanda local. Por su lado, los refinadores locales reconocen un barril en torno a los US$ 53, cuando el precio de exportación supera los US$ 65, 20 dólares por encima del 2020.

En relación a la actividad del gas, también se vieron mejoras en la producción, dado que, gracias a los estímulos oficiales, a través del Plan Gas, Neuquén logró triplicar su nivel de regalías. Así pues, la producción pasó de 55 millones de metros cúbicos diarios, a 69 millones.

La diferencia embolsada por el Gobierno es por mejores precios. En el invierno, el gas se paga más caro que en el verano.

Fuente: www.perfil.com

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La consultora Field Development Consultants (FDC), especializada en el estudio del subsuelo, ingeniería de reservorio y diseño de infraestructura de superficie, presentó un nuevo informe que analiza el comportamiento de los pozos perforados en Vaca Muerta entre 2014 y 2020. El reporte pone el foco en la ponderación del valor se creó efectivamente en el play no convencional de la cuenca Neuquina.

El equipo técnico de FDC transformó los datos públicos generados por las distintas operadoras en información valiosa para entender el comportamiento de producción de los pozos perforados en Vaca Muerta y su evaluación rendimiento económico.

En términos cuantitativos, los números que presenta el informe —titulado ‘Análisis de los pozos de petróleo en Vaca Muerta entre 2014 y 2020‘— son impactantes. «La proyección de creación de valor para los 2,8 millones de acres en la ventana de petróleo es de US$ 426.000 millones considerando solo una zona (horizonte) de aterrizaje», explicó Carlos Gilardone, titular de FDC Argentina.

El reporte, al que accedió EconoJournal, agrega que «el Valor Actual Neto (VAN) al 10% antes de impuestos de las reservas probadas desarrolladas (PDP, por sus siglas en inglés) de Vaca Muerta es de 2.100 millones de dólares a valores de 2021», cuantificó el reporte.

Pozos

El reporte de FDC subraya que en 2017 se perforaron 54 pozos con rama horizontal de 1.500 metros y 14 no fueron rentables. En cambio, en 2020 (durante la pandemia) se perforaron 53 pozos horizontales de más de 2.200 metros que dieron como resultado sólo un 5% “no económicos”. Al mismo tiempo, el informe indica que el número de etapas de fractura por pozo aumentó de 13 en los primeros años a 34 en 2020. El aumento de las etapas de fractura mejoró la productividad desde 2014 de 365 bpd por pozo a 969 bpd el año pasado.

Análisis

En su paso por el Ciclo de Entrevistas de EconoJournal, la semana pasada, Gilardone dio cuenta del potencial y la rentabilidad de Vaca Muerta a partir de cálculos y cifras concretas. Además, describió las condiciones necesarias para escalar el desarrollo hidrocarburífero y analizó las transformaciones históricas que se produjeron en la cuenca neuquina desde el 2013.

“Hoy vemos que los períodos de repago de los pozos son menores a tres años. Partimos de un pozo económico de 0 por ciento en 2014 a un 95 por ciento de rentabilidad de los pozos que se perforaron en 2020. Calculamos el valor presente del acreaje desarrollado y el resultado por acre generado ronda los 152.000 dólares. Si esa cifra la extrapolamos al resto de Vaca Muerta podemos hablar de unos 2.000 millones de dólares. El potencial está, y debemos apurarnos porque la era del petróleo se está acabando. Es un valor que lo sacamos o va a quedar ahí abajo”, sostuvo Gilardone.

Comparativa

El referente de la firma que ofrece soluciones ligadas al entendimiento del subsuelo, consideró que “Vaca Muerta es una formación de clase mundial”. A decir de Gilardone, resulta interesante comparar Vaca Muerta con lo que ocurre en la formación Permian, el mayor yacimiento de Estados Unidos, en el oeste de Texas. Las producciones iniciales en EE.UU. llegan hoy hasta los 3.400 barriles por día, mientras que en la Argentina los mejores pozos están en el orden de los 2.000 barriles diarios de petróleo.

Permian posee unos 11,5 millones de acres. En el play no convencional de EE.UU. operan 135 equipos de perforación, en tanto que en Vaca Muerta cuenta con aproximadamente 7 millones de acres y sólo 20 rigs de perforación.

Para Gilardone, en términos de espesores y condiciones petrofísicas, la formación argentina es superior. “La principal limitante es la política que condiciona el acceso al capital”, y agregó que “es necesario ponerse de acuerdo y generar un proyecto estratégico y prioritario a nivel nacional. Si Vaca Muerta estuviera ubicada del otro lado de la cordillera, Chile sería Arabia Saudita, porque no hay dudas respecto de la estrategia”.

Infraestructura

Como condiciones fundamentales para alcanzar un desarrollo comercial de gran escala, el ejecutivo destacó que “es necesario dar mayor protección al inversor”, así como también “hay que discutir cómo resolver las limitaciones de infraestructura” para viabilizar la producción.

“Debemos estar en condiciones de exportar el gas que sobra a los países vecinos. Brasil, por ejemplo, tiene mucha demanda de energía al sur del país. Además, hay que pensar si requerimos una planta de licuefacción que exige una inversión de alrededor de 5.000 millones de dólares. Es un proyecto de largo plazo, pero hay que ver cómo se materializa porque el subsuelo lo permite. Si no se discuten seriamente este tipo de proyectos, nunca vamos a poder monetizar los recursos de gas de Vaca Muerta. Hay que entender que si queremos distribuir riqueza, primero tenemos que generarla”, afirmó.

FDC desarrolló un software  que permite interpretar, mediante un programa con distintas interfaces, información relativa al comportamiento productivo de los pozos. Al mismo tiempo, el programa cruza datos técnicos del capítulo IV de la Secretaría de Energía con variables económicas para evaluar la rentabilidad de los proyectos. “En el primer estudio que realizamos tomamos las estadísticas públicas de la Secretaría de Energía y calculamos el pozo tipo por campaña, desde el 2014 en adelante. Conocíamos el costo del pozo y analizamos el caudal pico máximo y la cantidad acumulada para cada uno de los períodos. Así, observamos que, para 2014, los pozos no eran económicos. Sin embargo, se dio una curva de aprendizaje que fue creando valor históricamente”.

Historia

Gilardone fue uno de los asesores que, contratado por YPF, contribuyó a negociar en 2013 con Dow el lanzamiento de El Orejano, el primer desarrollo comercial de shale gas en Vaca Muerta. “Estudiamos lo que pasaba en Estados Unidos para hacer analogía, pero la realidad es que no sabíamos prácticamente nada del animal que teníamos entre manos. Primero había que entender cómo perforar los pozos teniendo en cuenta el espesor de la formación que va de 200 a 700 metros cuando aún no estaba la tecnología disponible en el país”, rememoró el especialista .

Recordó, además, que las primeras fracturas en pozos horizontales de gas se pagaban entre 400.000 y 500.000 dólares por etapa. Hoy se paga menos de la quinta parte de esas cifras. En ese momento —agrega—, no existía una cadena de valor local y hubo que traer al país servicios y equipos generando un costo extra. “Había que convencer a las empresas para que vengan porque para hacerlo debían dejar de usar sus equipos en un lugar donde existía trabajo o tenían que invertir en la compra de nuevos equipos”, explicó el presidente de FDC.

Fuente: econojournal.com.ar

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