CGC invertirá 300 millones de dólares en el Golfo San Jorge
La operadora de la familia Eurnekian avanza con sus planes en la provincia de Santa Cruz.
La Compañía General de Combustibles (CGC) continúa desarrollando su actividad en Santa Cruz. La empresa controlada por el holding Eurnekian avanza con sus planes de inversión en la Cuenca del Golfo San Jorge y en la Cuenca Austral.
A mediados de marzo, CGC anunció la inversión de 300 millones de dólares de los cuales 128 millones de dólares estarán destinados a los pozos productores en la zona sur de Santa Cruz. Este plan fue financiado en septiembre del año pasado con la colocación de obligaciones negociables en el mercado local, en las que el Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) suscribió 100 millones de dólares.
Este dinero se destinará a la explotación de bloques gasíferos y el desarrollo del tight gas, a través de la perforación, completación y puesta en marcha de 33 nuevos pozos en la Cuenca Austral. Según la compañía, 28 corresponden a pozos de explotación en regiones ya exploradas, y 5 son pozos exploratorios que buscan evaluar el potencial en los bloques Campo Indio Este-El Cerrito.
En este sentido, CGC perforó 4 pozos durante el primer trimestre de este año donde se desprendió que uno fue exploratorio y obtuvo una tasa de éxito total del 100%.
Otro de los objetivos que tiene la compañía es la construcción de instalaciones de superficie. Por lo que prevé que el total de gas natural obtenido podría ascender a 2.000 millones de metros cúbicos (m3), equivalentes al 4,4% de la producción registrada durante 2020. Estos volúmenes corresponden a producción incremental, ya que se trata de áreas que actualmente se encuentran en operación.
El potencial del convencional
La compañía también espera desarrollar gas adicional desde la Cuenca del Golfo de San Jorge a partir de los activos adquiridos a Sinopec. Para CGC son importantes los recursos convencionales en la parte norte de Santa Cruz lo que quedó demostrado, el 17 de noviembre de 2021, cuando se celebró el Acuerdo de Prórroga con el Instituto de Energía de la Provincia de Santa Cruz, a fin de prorrogar el plazo de las concesiones de explotación ubicadas en la Cuenca del Golfo San Jorge por 10 años. Este Acuerdo fue ratificado por la Ley N° 3771 sancionada por el Gobierno de Santa Cruz el 22 de diciembre de 2021.
Tras obtener los activos, CGC aumentó su producción consolidada a más de 50 mil BoE por día, y las reservas probadas en más del 100%. Además, CGC tiene planeado contar con un volumen adicional de entre 1 y 2 millones de m3 diarios en el 2023. Esto permitió renovar las expectativas en la Cuenca del Golfo San Jorge después de años de desinversión por parte de Sinopec.
“La verdad de CGC renovó nuestras expectativas después de lo que vivimos con Sinopec. Era una zona devastada. Cambiar de operadora nos permitió cambiar de aire y tener una visión positiva en cuanto al futuro. Vinieron con muchas propuestas de inversión en la zona norte de Santa Cruz”, consideró Pablo Carrizo, referente del Sindicato de Petroleros Privado de Santa Cruz en Caleta Olivia.
“La realidad es que los últimos tiempos de Sinopec en Santa Cruz fue producir sin invertir un centavo. Esto generó consecuencias en los trabajadores sumado a que al poco tiempo apareció la pandemia y fue un golpe durísimo. Fue muy difícil mantener los puestos de trabajo”, agregó.
La compañía subió dos perforadores en los tiempos estipulados. “Hoy podemos decir que tenemos un perforador haciendo el tercer pozo y un próximo perforador dentro de 60 días. Eso nos permite mover otros servicios y otros sectores a partir de este compromiso que ha asumido la operadora”, destacó.
El dirigente gremial ponderó que el compromiso de CGC es mantener dos perforadores y analizar la posibilidad de sumar otro equipo. Además, se complementará con dos workover y cuatro pulling, que están en proceso de activación. “Ahora hay posibilidad de subir dos equipos de pulling y un workover dentro de 30 días para que esté operativo en el yacimiento”, aseveró.
“Ahora tenemos otro panorama a partir de la participación de esta operadora. Esto no quita que estemos atentos en el día a día, pero podemos cerrar el año garantizando los puestos de trabajo”, subrayó Carrizo.
Los vaivenes de la producción del tight
El segmento del tight tiene sus particulares. Los costos de producción generan diferentes vaivenes a lo largo de los meses. El Plan Gas.Ar no ha tenido el impacto deseado y la actividad fluctúa entre subas y bajas.
Las compañías encargadas de este segmento son YPF y Pampa Energía en Vaca Muerta y la Compañía General de Combustibles (CGC) en Santa Cruz.
En el análisis de los números del informe realizado por el country manager de la firma NCS Multistage, Luciano Fucello, el tight marcó un descenso en junio: se realizaron 28 etapas de fractura contra los 42 que se registraron en mayo. Esto marca una baja del 50%.
El panorama es distinto se analizan los dos primeros semestres de los últimos dos años. En los primeros seis meses de 2021 se realizaron 194 fracturas y durante este año se llevan a cabo 282 operaciones. Entre los dos periodos hay una suba del 45%.
Pampa Energía lidera la producción de tight con su actividad en El Mangrullo. Pese a que en el último mes solo realizó 4 etapas de fractura, cerró el semestre con un total de 133 operaciones.
En segundo lugar, se posiciona YPF con sus trabajos en el bloque Río Neuquén. En el último mes realizó 22 etapas de fractura y en lo que lleva del año ha completado las 100 operaciones.
El podio es completado por CGC. La compañía realizó 48 etapas de fractura este semestre en Campo Indio Este -El Cerrito.
Por Antonio Ojeda
La mañana en Neuquén