Mundo

Resultados en la explotación de shale en EEUU continúa desafiando a escépticos

17 Oct , 2013
John Kemp  

El rápido aumento de la producción de petróleo en Dakota del Norte continúa desafiando a los escépticos, que han predicho que la producción dejará de crecer como así también disminuirá la producción de los pozos existentes y de aquellos próximos a perforarse.

De acuerdo al Departamento de Recursos Minerales del Estado (DMR), la producción de petróleo se elevó a 911.000 barriles por día en agosto, más de 200 mil barriles diarios en comparación con el mismo mes del año pasado.

La producción está en camino de alcanzar el millón de barriles diarios a finales de año o principios de 2014, según el DMR.

A finales de agosto, 9.452 pozos se encontraban en producción. Pero otros 450 han sido perforados y esperan ahora fractura y terminación.

Terminaciones están funcionando a alrededor de 1,5 veces el limite necesario para mantener la producción, el DMR escribió en su estado de cuenta mensual, lo que implica que la producción seguirá aumentando en los próximos meses.

Los escépticos vienen prediciendo desde al menos 2010 (cuando la producción fue inferior a 300.000 bpd) que la producción llegaría a su pico más alto.

Sólo el DMR ha escrito una nota desafiante y solitaria de optimismo. En 2012 el DMR proyectó que existiría una meseta en algún lugar entre 700.000 y 1,2 millones de barriles diarios entre 2015 y 2025, basado en un total de hasta 40.000 pozos en la parte madura, termicamente de la formación de shale.

Muchos analistas criticaron las proyecciones como excesivamente positivas. Ahora parecen conservadoras.

Persiguiendo a la Reina Roja
Los escépticos basan su argumento en la disminución de la producción inusualmente rápida de los pozos perforados en formaciones de shale en comparación con los campos petroleros más convencionales.

Más pozos requerirán más plataformas de perforación y equipos de fractura, que no se pudo aumentar indefinidamente.

Eventualmente, la producción alcanzaría un equilibrio basado en un número máximo posible de equipos de perforación y de personas.

“La producción anual debe declinar inevitablemente porque el mantenimiento de una producción determinada cada año requiere la perforación de un número cada vez mayor de pozos”, el geólogo norteamericano, Carl Beal escribió en 1919.

Más recientemente, el blog The Oil Drum comparó la producción de gas con la Carrera de la Reina Roja en el libro de Lewis Carroll “A través del espejo”.

“Aquí, como ves, es correr todo lo que puedas, para mantenerte en el mismo lugar”, la Reina Roja dijo: “Si usted desea llegar a otro lugar, debe correr dos veces más rápido”.

Escépticos del shale señalaron la enorme variabilidad en la producción de los pozos perforados en las áreas centrales más productivas de Bakken en comparación con las zonas periféricas menos prodigiosas.

El núcleo podría ser plenamente explotado con bastante rapidez, sugirieron, dejando sólo la periferia menos productiva, lo que exige incluso más pozos de perforación con una menor producción.

¿Por qué los escépticos están equivocados?
En la práctica, los escépticos del shale esquisto han demostrado que estaban equivocados en cada punto, mostrando una falta fundamental de comprensión de la geología, la economía y la tecnología de la producción de shale de esquisto.

Con más experiencia de perforación horizontal y la fractura, y más conocimiento sobre la metodología, los equipos de perforación y bombeo han sido capaces de perforar pozos más profundos y laterales más largos, alcanzando mayor profundidad de manera más veloz y asegurando la aplicación de mejores tratamientos de fracturamiento, así como también se aprendió a apuntar las zonas más productivas de las formaciones.

“En 2007, el número promedio de tratamiento, o el recuento de etapa, tenía tres años en los pozos de Bakken. A finales de 2011, esa cifra fue de casi 30 años, y algunos pozos tenían más de 40 etapas en un solo lateral”, según el especialista de Schlumberger en los servicios de campos petroleros. (Multistage Stimulation in Liquid-Rich Unconventional Formations” 2013)

En lugar de aumentar sin cesar, el número de equipos de perforación que operan en el Bakken se ha reducido de más de 200 a principios de 2012 a poco más de 180 en octubre de 2013.

En Bakken está sólo el 10 por ciento de los equipos de perforación de petróleo y gas en los Estados Unidos, según datos del estudio cuenca por cuenca publicado por otra empresa de servicios petroleros, Baker Hughes. El aumento de la producción en Bakken no está ejerciendo presión sobre el mercado doméstico. Las tasas de plataformas permanecen aliviadas.

Más rendimiento con menos equipos es un ejemplo clásico del efecto de la curva de aprendizaje, algo que los escépticos del shale lo pasan por alto.

Los escépticos también llegaron a conclusiones erróneas sobre los altos índices de disminución. Todos los pozos de petróleo y gas muestran una fuerte caída de la producción después de la alta tasa inicial de producción en los primeros meses, debido a la presión natural del aceite o el campo de gas.

En general, cuanto mayor es la salida inicial, más rápido será la declinación posterior. El rápido ritmo de declive se asocia con los pozos excepcionalmente productivos. La rápida disminución también tiende a estar asociada con una alta producción máxima durante la vida útil del pozo, como Beal demostró hace casi un siglo. (“Decline and ultimate production of oil wells“, 1919)

Los escépticos consideran que las tasas de declinación rápidas son una característica poco atractiva de los pozos de esquisto, ignorando el hecho de que la producción está disminuyendo a partir de una tasa inicial inusualmente alta.

El gran rendimiento inicial es lo que hace que los pozos de esquisto sean económicamente atractivos, lo que genera una rápida amortización de la inversión y las altas tasas de retorno. Mientras que los escépticos se preocupan por cómo será la producción de los pozos después de 10 o 15 años, los productores están más interesados en cuánto van a producir en el primer o segundo año.

Expertos, Mundo

Experto reafirma que con controles de riesgos la estimulación hidráulica es segura

17 Oct , 2013
Shale Seguro  

El presidente de la Asociación Española de Hidrogeología (AEH), Sebastián Delgado, aseguró que el desarrollo de tecnologías como la fracturación hidráulica (fracking) no plantea problemas técnicos si se controlan posibles riegos.

Al ser consultado sobre la construcción y la operación del almacén de gas Castor frente a las costas de Vinaròs (Castellón), el especialista infromó que los hidrogeólogos están interesados en conocer cómo este tipo de prácticas pueden afectar a los suelos.

Delgado, que ha participado en la Universidad de Granada en el X Simposio de Hidrogeología, ha manifestado que los técnicos siempre están abiertos a cualquier tipo de innovación y que, frente a lo que puede presentar algún problema, se plantean siempre soluciones en forma de normas o protocolos.

“Si se adoptan todos los protocolos habidos y por haber las tecnologías se aplican”, ha explicado de forma genérica el presidente de la AEH, que en el caso del “fracking” no observa ninguna problemática desde el punto de vista técnico.

“Otra cosa es que haya controles y se arbitren y adopten normas pertinentes para que los riesgos se minimicen”, ha añadido al respecto.

Con este simposio, la Asociación Española de Hidrogeólogos (AEH) pretende además llamarla atención sobre la importancia y trascendencia de las aguas subterráneas y, de manera especial, sobre su consideración de recurso estratégico en situaciones de emergencia.

El simposio, que congrega a más de doscientos profesionales de las aguas, ha sido inaugurado por la consejera andaluza de Medio Ambiente y Ordenación del Territorio, María Jesús Serrano.

Serrano ha destacado el esfuerzo inversor de la Junta para ejecutar obras de saneamiento y depuración y que en la actualidad el 80 por ciento de los 8,5 millones de andaluces cuente con una infraestructura de depuración.

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Argentina

YPF ya produce más de 10 mil barriles
diarios en la formación Vaca Muerta

17 Oct , 2013
Shale Seguro  

La producción de petróleo de YPF durante septiembre de este año fue de 1.005.128 metros cúbicos, lo que equivale a un incremento de 5,1 por ciento respecto de igual mes del año anterior, según datos de la Secretaría de Energía.

Al analizar el acumulado enero-septiembre, se observa un aumento de 1,3 por ciento respecto de igual período del año anterior. En 2012, YPF había logrado incrementar la producción petrolera en 3 por ciento respecto de 2011, revirtiendo la tendencia declinante de ese año, que había caído 7,3 por ciento en la comparación con 2010.

Respecto de la producción de gas natural de YPF, en la página de la Secretaría se informa que en septiembre de 2013 fue de 889,4 millones de m3, observándose un incremento de 3,6 por ciento respecto de igual mes del año anterior. Cuando se analiza el acumulado enero-septiembre de 2013, se observa que se mantuvo igual respecto de igual período del año anterior.

YPF informó hace un par de meses que en el primer semestre del año sus inversiones treparon un 94,7 por ciento respecto de igual período del año anterior, pasando de 5544 millones de pesos a 10.792 millones. Eso se evidenció en la cantidad de equipos de perforación, que aumentaron de 25 a 63 en dos años.

Según el Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas, el 85 por ciento fue destinado a la exploración y producción (upstream) de los yacimientos hidrocarburíferos que opera YPF. En tanto que el 15 por ciento restante se destinó a los complejos industriales de refinación de petróleo (downstream) que son propiedad de la compañía. En el upstream las inversiones crecieron 123,3 por ciento y en el downstream, 12,7 por ciento.

YPF tiene previsto seguir incrementando la producción con aportes de yacimientos convencionales y no convencionales. En lo que refiere a los no convencionales, la firma ya produce más de 10 mil barriles diarios en la formación Vaca Muerta y está trabajando en un cluster junto a la firma estadounidense Chevron en un área de 20 kilómetros cuadrados donde Chevron se comprometió a desembolsar 1.240 millones de dólares en el plazo de un año.

Los primeros 300 millones los puso luego de que se firmó el convenio con YPF para compensar lo que la petrolera argentina ya había invertido en la zona y ahora prevé avanzar con el desembolso del resto del dinero. Si la exploración en esa área arroja resultados satisfactorios, las compañías tienen previsto ampliar el área de producción.

La actividad de YPF en Vaca Muerta ha venido incrementándose mes a mes, con más de 90 pozos perforados y 19 equipos de perforación en la zona. 

Según fuentes de la compañía, la experiencia de YPF en el desarrollo de Vaca Muerta ya está permitiendo obtener mejoras en la eficiencia en la producción lo que permite optimizar la rentabilidad de las inversiones.

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Mundo

El Fondo Monetario Internacional pide a México aprovechar ‘shale gas’

16 Oct , 2013
Ilse Santa Rita  

México tiene potencial para convertirse en uno de los mayores productores de shale gas en el mundo, lo que representa una oportunidad única para detonar inversiones y desarrollo económico, dijo este viernes el director de la Región de Occidente del Fondo Monetario Internacional, Alejandro Werner.

Actualmente, Estados Unidos y Canadá albergan las reservas probadas más grandes del planeta de este recurso natural, por lo que América del Norte experimenta una revolución por la explotación de fuentes de hidrocarburos no convencionales, explicó.

“En México hay compañías e inversionistas con la voluntad para entrar a explotar este recurso y claramente representa una oportunidad que puede impulsar a la economía mexicana”, dijo el funcionario durante el seminario ‘El auge de la Energía en América del Norte’, en el marco de la Reunión Anual del Banco Mundial y el Fondo Monetario Internacional.

Estudios realizados por Petróleos Mexicanos (Pemex) revelan que México ocupa el cuarto lugar a nivel internacional en recursos explotables para la extracción de este gas.

“México tiene que ser parte del boom de la producción de gas shale, porque no sabemos cuánto vaya a durar”, coincidió el titular del área de Crédito de la Secretaría de Hacienda, Alejandro Díaz de León Carrillo.

En la mesa, en la que también participaron el vicegobernador del Banco de Canadá, John Myrray y la integrante del Consejo de Relaciones Exteriores, Shannon O’Neil, se destacó que esta revolución energética ha puesto fin a los hidrocarburos de fácil acceso y a las intenciones por el control geográfico, además de impulsar la carrera por el desarrollo de tecnologías más eficientes.

Uno de los temas recurrentes para la reforma energética del gobierno de Enrique Peña Nieto ha sido la posibilidad de que México produzca mayores volúmenes de shale gas y shale oil (gas y aceite de lutitas).

A principios del 2010, Pemex inició los trabajos exploratorios de shale gas oil e identificó cinco provincias geológicas con potencial para producir hidrocarburos contenidos en shale: Chihuahua, Sabinas-Burro-Picachos, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz.

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Argentina, Empresas, Energía, Expertos

Apache Corporation resaltó en Argentina Oil & Gas la experiencia en shale

16 Oct , 2013  

El Ing. George King, Distinguished Engineering Advisor en Apache Corporation remarcó los resultados generados en EE.UU. en materia de generación de trabajo a partir de la industria de Hidrocarburos en no convencionales. Ver nota

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Argentina

Neuquén: más de 30 empresas comenzaron a desarrollar proyectos en Vaca Muerta

16 Oct , 2013  

El mapa petrolero de Vaca Muerta comienza a llenarse de banderitas de distintos colores. Después de la traumática firma del acuerdo entre Neuquén e YPF/Chevron la provincia abrió la ronda de negociaciones con otros jugadores internacionales.

El yacimiento tiene hoy 30 operadores instalados, produciendo o explorando. Mientras tanto el gobierno de Jorge Sapag, calculadora en mano, evalúa escenarios de negocios. El famoso yacimiento Neuquén exhibe promesas de inversión concretas hasta el 2018 por entre 8 y 10 mil millones de dólares.

“En los próximos dos o tres años esperamos llegar a las 60 empresas en la zona, en una década podríamos estar en las 200 compañías”, explica el gobernador. Por caso, EE.UU. tiene 2 mil operadores de gas y petróleo en su territorio.

Según Sapag, hay 40 empresas en la lista de espera para iniciar conversaciones por Vaca Muerta y Los Molles, un yacimiento donde se estima existen altas concentraciones de gas.

En las últimas semanas Neuquén, a través de su firma G&P, y la propia YPF, han iniciado tratativas de ritmo acelerado en Norteamérica y Europa. El sudeste asiático es el próximo destino a seducir.

“La proyección de los yacimientos tradicionales en Neuquén es de 6 a 7 años, la proyección se va renovando a medida que se encuentran más yacimientos pero cada vez se encuentran menos, en comparación los no tradicionales tienen un alcance de 40 a 50 años”, apunta Sapag.

Según cifras oficiales, en la actualidad se producen en la provincia 112 mil barriles diarios. De esa cifra, 100 mil corresponden a extracciones tradicionales, los 12 mil restantes son no tradicionales. Por estas horas hay en Neuquén 377 pozos no convencionales entre thight y shale.

La mayor concentración de pozos se da en Loma de la Lata Norte con 100 perforaciones. En los próximos 14 meses se sumarán 110 de Chevron y 80 de YPF. De aquí al 2018 se estima que la cifra subirá a 3500.

Los pronósticos de los especia- listas neuquinos indican que con 6 tejido productivo, como el que se encuentran armando YPF y Chevron, es decir, de 1.500 pozos cada uno para una producción de 100 mil barriles por día, el país podría llegar al auto abastecimiento.

Esto en un plazo que oscila entre los 15 y 20 años, según las previsiones más optimistas, y con una inversión global de 90 mil millones de dólares. “Necesitamos que aparezcan ya las inversiones. Ni YPF ni la provincia tienen los recursos para desarrollar un tejido productivo. Ojalá existiera el banco que nos preste la plata”, dice el gobernador.

Con una superficie de 30 mil km2 Vaca Muerta tiene un potencial de facturación global de 4,4 billones de dólares.

Al de YPF y Chevron le siguieron otros convenios o anuncios de in- versión, que deberían concretarse en un plazo razonable, en los que se establecen sociedades con la provincia, YPF o emprendimientos en solitario de parte de Exxon, Apache y EOG (Estados Unidos), Américas Petrogas, Azabache, Antrim Energy, Madalena Ventures (todos ellos de Canadá), Total (Francia) y Wintershall (Alemania).

YPF, con 12.450 km2 de concesión, ya comenzó a producir en Loma La Lata Norte y Loma Campana, un área de 395 km2. Hasta ahora ha perforado 90 pozos no convencionales que producen 10.000 barriles por día. El acuerdo con Chevron, por el 3% de su territorio, podría rendir u$s122.000 millones.

Total Austral anunció que invertirá u$s400 millones. En breve iniciará una prueba piloto en Aguada Pichana, con reservorios de gas. Entre tanto la provincial G&P perforó su primer pozo no convencional en Aguada Federal.

Argentina, Empresas, Energía

Techint ampliará su planta en Neuquén para atender la nueva demanda

15 Oct , 2013  

Tenaris, el mayor productor de tubos de acero del país y uno de los grandes jugadores del concierto internacional, invertirá US$ 20 millones para ampliar su presencia en Neuquén a fin de atender el incremento de la demanda del sector petrolero provocada por el desarrollo de los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta. Ver nota

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Mundo

Londres pide a la Unión Europea que facilite el ‘fracking’ de petróleo y gas

15 Oct , 2013
Roberto Casado  

El Gobierno británico y un grupo de empresarios lanzan 30 propuestas a Bruselas para impulsar la economía europea, entre las que figura potenciar la exploración de crudo y liberar a las pymes del cumplimiento de las normas laborales europeas.

“Debemos eliminar las barreras autoimpuestas en Europa que impiden la creación de nuevos empleos”, ha asegurado Michael Fallon, secretario de Estado del Ministerio de Industria británico, en un encuentro con periodistas en Londres. Paul Walsh, consejero delegado de Diageo (grupo fabricante de bebidas alcohólicas como el J&B) y uno de los impulsores del informe, considera que “la regulación europea debe ser proporcionada y no ser una carga insufrible para las pymes europeas, que son las que pueden crear empleo. Habría que eximir a las pymes del cumplimiento de muchas de las normas de Bruselas”.

El informe reclama la retirada de la iniciativa para promulgar una directiva que regule el denominado ‘fracking’ de petróleo y gas, una técnica que permite extraer hidrocarburos mediante la inyección de líquidos a gran presión en formaciones rocosas.

“Una nueva legislación europea podría incrementar costos para las empresas y amenazar la explotación de esta valiosa fuente de energía, sin ofrecer protecciones medioambientales adicionales”, señala el documento.

En Estados Unidos el ‘fracking‘ ha disparado la producción doméstica de petróleo y gas. En España existe un fuerte debate sobre la conveniencia de autorizar este tipo de producción de hidrocarburos. “El descubrimiento de nuevo gas en Estados Unidos ha provocado el renacimiento industrial de este país. Europa debe ayudar a sus industrias químicas y siderúrgicas, que ahora pagan varias veces más por el gas que sus rivales americanos, para que obtengan los mismos beneficios”, dicen los empresarios firmantes de la petición.

Según Walsh, “este es el momento de intervenir, antes de que se legisle la explotación del gas en roca”. El informe también propone poner un límite a las comisiones por el uso de tarjetas de crédito. Downing Street buscará el apoyo de gobiernos y organizaciones empresariales de otros países a sus propuestas, que se enmarcan dentro del plan del primer ministro David Cameron para reformar la Unión Europea antes de someter a referéndum la permanencia de Reino Unido en este club. Walsh asegura que “Reino Unido debería seguir siendo parte de Europa, pero una Europa que sea competitiva en el mercado global”.

Mundo

“The Times” cuestiona argumentos
de ambientalistas ‘antifracking’

15 Oct , 2013  

Menos mal que Owen Paterson ocupa el cargo de Secretario de Medio Ambiente en lugar de ser el responsable del Ministerio de Asuntos de Exteriores y Comunidad. Él ha condenado las actividades de grupos ambientalistas que se oponen a los cultivos genéticamente modificados en África y Asia, considerándolos “absolutamente maléficos”.

Las observaciones del Sr. Paterson también pueden provocar indignación, pero son justificadas y su análisis es agudo. De todas sus buenas intenciones, las organizaciones no gubernamentales como Greenpeace y Amigos de la Tierra pueden poner en peligro el bienestar de las personas en los países en vías de desarrollo y el medio ambiente a través de su propio dogmatismo.

La misma tendencia se está trabajando en los desafíos legales de Greenpeace, que iniciaron ayer, a la exploración de shale gas en el Reino Unido. Greenpeace insta a los propietarios a utilizar las leyes de allanamiento para evitar la perforación horizontal necesaria para la técnica conocida como estimulación hidráulica o ‘fracking’.

Los debates sobre las políticas del gobierno en agricultura y energía están en lo cierto y son inevitables. Sin embargo, deben basarse en pruebas. Las campañas de los grupos ambientales, se basan, en su lugar, en una hostilidad oscurantista de la ciencia misma. Sr. Paterson está en lo correcto al llamarlo por lo que es.

Los grupos ecologistas sostienen que el ‘fracking’ puede causar terremotos pequeños y que los productos químicos que se utilizan son tóxicos y pueden contaminar las aguas subterráneas.

En la práctica, cualquier actividad sísmica que se ha producido por el auge del ‘fracking’ en los Estados Unidos ha sido insignificante – de hecho no observables por cualquier persona, excepto los geólogos. La contaminación del suministro de agua no es estrictamente imposible, en el sentido de que la ciencia no descarta absolutamente cualquier escenario que cumpla con las condiciones de la lógica.

Sin embargo, no hay evidencia de que se haya producido tal escenario. Para emitir estas advertencias sin evidencia, ni siquiera una explicación plausible por la que podría ocurrir, es irresponsable. No forma parte del debate científico: es superstición infundada. Los beneficios del ‘fracking’ como la limitación del impacto ambiental de la exploración energética y la diversificación de la matriz energética de Gran Bretaña, son enormes.

La modificación genética tiene el potencial de proporcionar enormes beneficios en los países en desarrollo. El aumento de los cultivos que puedan resistir los virus y plagas, y tolerar condiciones de mucho calor, solución salina y otras regiones inadecuadas puede salvar vidas.

Los cultivos transgénicos no son más “naturales” que las milenarias prácticas de la crianza de los cultivos convencionales. Mejoran las condiciones de los seres humanos en el mundo y promueven el bienestar de los más pobres. No hay evidencia de que los cultivos transgénicos contaminen otras plantas.

En este contexto, es vital que el tono del mensaje de Paterson, sea directo como lo es. No se trata de debates sobre asuntos esotéricos o triviales. Las actividades de los grupos “tendrán consecuencias, habrás más hambre y empobrecimiento”.

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Argentina

Expertos estiman que Vaca Muerta tienen un
potencial de desarrollo superior a cien años

15 Oct , 2013  

La formación geológica “Vaca Muerta” se convirtió en pocos meses en un lugar que, a pesar de ser inhóspito, encontró fama internacional en el mundo de las empresas y sectores ligados a la explotación de los hidrocarburos por ser considerado como uno de los reservorios de gas y petróleo con un potencial de desarrollo superior a los cien años.

La recuperación de YPF en manos del estado, como también la decisión del gobierno provincial de impulsar través de su empresa estatal Gas y Petróleo (G&P) la necesidad de atraer inversiones para la exploración y desarrollo de yacimientos no convencionales ha puesto en la superficie, la riqueza que la “roca madre” de los hidrocarburos contienen a una profundidad promedio de tres mil metros.

La superficie del territorio neuquino es de 94.078 kilómetros cuadrados y de ese total el 70 por ciento corresponde a la formación Vaca Muerta con potenciales recursos de petróleo y de gas que se calculan para al menos cien años.

La existencia de Vaca Muerta tiene antecedentes de entre 30 y 40 años mediante estudios realizados por empresas extranjeras. En ese época no pudieron desarrollarse porque no existía la tecnología para extraer esos recursos naturales, las finalmente fueron desarrolladas en Estados Unidos.

El país del Norte desarrolló la tecnología necesaria y es el que más avanzó en la extracción de no convencionales en el mundo.

Esto último quedó claro con el interés y los acuerdos que ya se firmaron con empresas como Chevron y Dow Chemical a los que se sumaron Bridas, la alemana Wintershall y la francesa Total para desarrollar yacimientos en Vaca Muerta.

Durante el último foro de hidrocarburos, realizado en la Rural de Buenos Aires, el titular de YPF, Miguel Galuccio describió a Vaca Muerta como un yacimiento “de clase mundial”.

En un paso fugaz por Neuquén, la semana pasada, el senador nacional del Frente para la Victoria, Aníbal Fernández dijo que “Neuquén es una vedete en el mundo” mientras que el gobernador Jorge Sapag consideró como “históricos” y “fundacionales” para el desarrollo de la provincia y el país los acuerdos y las inversiones de miles de millones de dólares comprometidas.

El ministro de Energía de Neuquén, Guillermo Coco, explicó a Télam que actualmente hay 400 pozos no convencionales en etapa de desarrollo e hizo hincapié en la política que el estado provincial lleva adelante a través de G&P.

“Nosotros como política no cedemos concesiones, podemos tener una UTE pero la concesión la mantiene el 100 por ciento G&P”, puntualizó.

Señaló que “no entregamos ninguna concesión porque es una política de estado del gobierno de Neuquén. Los derechos mineros los conserva la empresa estatal”. Además, dijo que “se realizan contratos de servicios o con UTEs de acuerdo a cómo se concreten los acuerdos de asociación”.

Precisó que “no hay que olvidar que cuando terminen los contratos de concesión de yacimientos convencionales, no se vuelven a renovar, es decir que los convencionales vuelven al Estado y van a volver a G&P”.

El 2 de octubre pasado la empresa estatal Gas y Petróleo Neuquén (G&P) concretó la primera fractura hidráulica en el yacimiento Aguada Federal de la formación Vaca Muerta.

Los trabajos de exploración comenzaron un año antes por cuenta de G&P y después de ese proceso se concretó la primera fractura hidráulica con la participación de las empresas Halliburton y Nalco.

Para intensificar el desarrollo del área, G&P firmó un acuerdo asociativo con la petrolera alemana Wintershall durante una gira realizada por ese país por una delegación neuquina encabezada por el gobernador Sapag.

Los alemanes invertirán 115 millones de dólares en una primera etapa exploratoria que de resultar exitosa permitirá un programa de desarrollo del área a 18 años con una inversión superior a los 3.300 millones de dólares.

Al mismo tiempo, están avanzadas las negociaciones del gobierno neuquino con Petrobras y según anticipó el gobernador Sapag antes de fin de año se firmarían los contratos en la sede de la empresa, en Río de Janeiro. 

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