miércoles, 29 de julio de 2009

Editorial



Cóctel energético


Indicadores de Reservas que mantienen tendencias fuertemente negativas; resultados exploratorios offshore que no permiten por ahora augurar un desarrollo de explotación, salvo que nuevos estudios y análisis ubiquen finalmente los yacimientos buscados; reclamos de precio sostén para el gas y el crudo que permitan acercarse a sus referencias internacionales. El cóctel energético, nacional y regional, tiene indicadores sobre la constante necesidad de un plan estratégico para el corto, mediano y largo plazo. Tal vez aquellos mismos factores que titilan en rojo sean orientativos para sentar bases de crecimiento sostenible.
El flamante Secretario de Hidrocarburos de la provincia de Chubut, Sergio Schiavoni, dijo recientemente que en su gestión aspira a fijar objetivos claros para la recuperación de reservas del país, como también una sostenida presencia del Estado en su carácter de socio propietario de un recurso no renovable, para que las economías regionales no resulten vulnerables frente a los vaivenes del mercado internacional. Sin por ello cuestionar la rentabilidad empresaria, el funcionario habló de que es posible fijar mecanismos que den sustentabilidad y previsión a la actividad petrolera.
La búsqueda de un acuerdo con Nación por un mayor precio de referencia para el barril de crudo (en el que converge una multiplicidad de intereses contrapuestos), encabezada por el gobierno provincial y en bloque con el sindicato y operadoras, refleja un objetivo que podría fijar nuevos ejes de desarrollo.
Son horas de definiciones y tal vez se presente también la oportunidad de que los paliativos comiencen a reemplazarse por soluciones y planes permanentes, que trasciendan incluso los períodos gubernamentales. Al fin y al cabo, los actores de hoy están manejando, sólo a título de préstamo, la potestad de un recurso que pertenece a futuras generaciones.

Reservas: caen en el país, suben en Chubut


En cinco años, Reservas de Gas cayeron más de 30 por ciento

La estadística de Reservas de Petróleo de la Argentina mostró el año pasado una leve caída en relación al año 2007, mientras que la reducción más abrupta se registró en las Reservas Comprobadas de Gas, al caer casi un 10 por ciento en relación al balance de 2007 y un 30,5 por ciento comparado con 2004.
Las Reservas Comprobadas de Petróleo en el año 2008 disminuyeron un 3,7 por ciento, según el registro de la Secretaría de Energía de la Nación. Mientras que un año antes el stock de crudo bajo tierra había sido medido en 415,9 millones de metros cúbicos (un horizonte de alrededor de 11 años, manteniendo un ritmo de producción anual de 36 millones de metros cúbicos), en 2008 el mismo ítem arrojó un valor de 400,7 millones de metros cúbicos.
La reducción es de 3,7 por ciento versus año 2007. Si se compara con 2004, sin embargo, el valor resulta levemente positivo, ya que en aquel año el stock petrolero era de 396 millones de metros cúbicos. Más allá del saldo positivo en los números al compararse el último lustro, resulta claro que el horizonte de Reservas es hoy insuficiente a raíz de la caída de actividades exploratorias en la última década, hasta niveles sumamente bajos: en 2008 se perforaron apenas 34 pozos exploratorios, sobre un total de 1.409 perforaciones registradas.
Igualmente, el saldo sería altamente negativo si se compara con las reservas existentes al inicio de la década del 90, cuando las proyecciones de petróleo proyectaban alrededor de 20 años de horizonte de actividad.

Gas en caída libre

La caída de Reservas fue el año pasado mucho más grave en los stocks de Gas, ya que el stock en todo el país se redujo en un 9,8 por ciento en relación a 2007, en el ítem reservas Comprobadas. Los guarismos muestran un stock de 441.974 millones de metros cúbicos en 2007, cayendo a 398.529 millones de metros cúbicos. La comparación con 2004 es todavía más grave, ya que hace cinco años el stock era de casi 574.000 millones de metros cúbicos. Esto representa un descenso superior al 30 por ciento. El horizonte de Reservas de Gas se reduce en este caso a alrededor de 8 años.

En cinco años, Chubut subió 52% en Petróleo y 22% en Gas

En Chubut, el stock de petróleo muestra un incremento en el último lustro, al pasar de 114,6 millones de metros cúbicos en 2004 a 174,2 millones de cúbicos en 2008, lo que representa un incremento del 52 por ciento. En lo que respecta a Gas también hubo una suba, pasando de 25.309 millones de metros cúbicos a poco menos de 32.000 millones de cúbicos, lo que implica un incremento de 22 por ciento.

Precios, producción y tarifas

El mayor precio del gas en boca de pozo acordado por Nación y Neuquén supone poner en movimiento el andamiaje necesario para recuperar la producción de gas especialmente en la Cuenca Neuquina, la mayor productora de ese fluido en el país. La caída de producción y reservas que viene registrándose producto del congelamiento del precio, a partir de la pesificación resuelta en 2002, ha dado suficientes pruebas estadísticas para alertar sobre una tendencia que muestra ya efectos claros: la creciente importación de gas a precios internacionales, subsidiados por recargos en las tarifas de consumo residencial, ha sido uno de los ejemplos más recientes.
La caída de equipos de perforación en Neuquén no tenía proyección de revertirse, a no ser por el incentivo de un recupero de precio que si bien no llega a alinear el fluido con los precios internacionales, implica una suba substancial en relación a lo que se venía pagando. Tampoco es la solución definitiva: el gas de Neuquén se pagará a 2,40 dólares por Millón de BTU, mientras que Argentina sigue importando desde Bolivia a un precio de 7 dólares por unidad.
Una de las consecuencias inevitables estará dada por un necesario reacomodo de tarifas eléctricas, ya que el aumento lo pagarán los compradores de gas para abastecer generar energía eléctrica.
En ese plano, el país comenzará a pagar parte del precio de no haber diversificado fuentes de energía, ya que en los años 90 concentró sus estructuras productoras de electricidad en el gas como insumo principal, de allí que hoy este recurso se ha tornado crítico.
Argentina pasó de ser un país con reservas gasíferas para 30 años, a un horizonte de 9 años (ver nota página 3).
El sinceramiento tarifario en el país es inevitable y las distorsiones producidas por subsidios y electricidad con precios ficticios han posibilitado, por ejemplo, que sectores industriales no realicen las inversiones necesarias para un uso más eficiente de la energía. El gas que falta se ha consumido en forma poco eficiente, a precios bajos y con una consecuencia hoy clara: el país debe importar el fluido a precios hasta siete veces mayor al que reconoce a sus propias fuentes de producción.
Por otro lado, las distorsiones provocadas por la importación de gas, ante la insatisfacción de la demanda interna, ha provocado fuertes incrementos tarifarios a los usuarios residenciales, lo que hoy ha derivado en disputas judiciales para frenar esos impactos en los consumidores más vulnerables.
Chubut por mayor precio de crudo
Así como Neuquén obtuvo un mayor precio para el gas, Chubut reclama un mayor precio de referencia para el barril de petróleo. Se apunta a llevar el barril de 42 a por lo menos 48 dólares, lo que redundará en mayores ingresos por regalías para la provincia, además de mayor margen de rentabilidad para las operadoras, con el compromiso de dar certeza a los puestos de trabajo que dependen del petróleo.
También en ese caso se tendrán que prever posibles derivaciones: si el precio del crudo se eleva, podría impactar en las tarifas de los combustibles, que si bien han venido incrementándose en los últimos meses, podrían sumar un nuevo argumento para seguir estirando su carrera hacia la paridad que regía en la época de la convertibilidad entre el dólar y el litro de nafta.

Termina la perforación de plataforma y empieza evaluación




La búsqueda de hidrocarburos en el área offshore del golfo San Jorge explorada por YPF presenta una característica especial, que suma complejidad a la operatoria, ya que la estructura geológica de la zona se compone de trampas estratigráficas. La intensa tarea realizada para perforar los cuatro pozos previstos en el proyecto, el último de los cuales está en etapa de ejecución, ingresará pronto a un período de análisis y evaluación, en el que la operadora deberá resolver la posible solicitud de un “bloque de observación” ante la Secretaría de Energía de la Nación, lo que en la práctica implicaría extender brevemente la concesión que vence en noviembre próximo.
Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, el área total de la cuenca se estima en unos 200.000 Km2 de los cuales 70.000 Km2 (35%) tienen interés petrolero (posibilidades potenciales de contener hidrocarburos). La superficie explorada por la petrolera es de 1.300 kilómetros cuadrados.
Si bien ha habido hallazgo de hidrocarburos, el nivel de producción arrojado por los ensayos del primer pozo perforado en el proyecto no permiten inferir a priori la viabilidad de un proyecto a escala de explotación comercial. En ello coincidieron los técnicos a bordo de la plataforma, durante una visita a la misma en la que participó Desarrollo.
Sin embargo, también en otra afirmación coinciden quienes tienen responsabilidades operativas: es muy prematuro para determinar si el área debe ser descartada definitivamente. Por ello se cree que la compañía determinará en los próximos meses la solicitud de una prórroga del área, ya que la concesión otorgada en 1992 vence en noviembre de este año.
“Hasta ahora los niveles de producción de crudo encontrado son similares a los que da el promedio de los pozos en tierra –explicó uno de los técnicos-; como en el mar los costos son mucho más altos, la producción aquí también debería ser mucho mayor para justificar un proyecto de explotación”.
Trampas estratigráficas
“Los grandes descubrimientos en el país entiendo que se han hecho sobre trampas estructurales y de éstas el tipo más conocido es el domo salino –explica Víctor Pelayes, de la Dirección de Exploración y Desarrollo de Negocio E&P de YPF-; la trampa estratigráfica es de menor tamaño y más localizada, por lo que supone mayor complejidad para la tarea exploratoria y el potencial hallazgo. Como regla general podemos decir que este tipo de trampas es más complejo para identificar”.
Sobre los resultados obtenidos, el técnico prefiere no arriesgar pronósticos. “Los resultados deben terminar de evaluarse, porque los indicios primarios son una cosa, pero ahora se tienen que enviar las muestras a laboratorio y tendrán que hacer los análisis bioquímicos y otros procedimientos. Sería muy apresurado emitir una opinión. Además, en función de los cuatro pozos se tendrá que ajustar el modelo geológico, porque al perforar se analiza el cutting que va saliendo y las muestras van verificando en función de lo que se estimó en un primer momento. Entonces se armará un nuevo modelo geológico y si de éste surgen nuevas perspectivas, se tendrá que evaluar la solicitud de una prórroga”.
El proceso no es sencillo, porque la solicitud de una prórroga implica una extensión breve de tiempo, por lo que se requiere contar con un esquema armado para, por ejemplo, licitar la contratación de una nueva plataforma para eventualmente realizar nuevos pozos.
“En esto también incidirán también varios factores, como las perspectivas geológicas y el estado del área, pero también cómo esté el mercado en ese momento, la cotización internacional del crudo y otros aspectos. Incluso hoy sería apresurado pensar que habrá un pedido de prórroga”.
Por ello, otra de las posibilidades es que la operadora solicite a la Secretaría de Energía de la Nación y a la Provincia un “lote en evaluación”, calificación que implica un menor costo al de una prórroga, para profundizar los análisis y si en éste se confirman las perspectivas favorables, solicitar entonces un lote de explotación.
“Todo esto –asegura Pelayes- se resolverá durante los próximos meses, por eso hoy no es posible afirmar ninguna conclusión determinante”.

Capacitación laboral para la industria petrolera



Escuela de Petróleo de la Patagonia



El Instituto Superior Número 1810 “Escuela de Petróleo de la Patagonia” (DGEP del Ministerio de Educación del Chubut), en Comodoro Rivadavia y el “Instituto Superior de Hidrocarburos” (Consejo Provincial de Educación de la Pvcia de Santa Cruz) son instituciones educativas creadas y dirigidas por la empresa de capacitación petrolera Senda Team SRL, consultora radicada en la Ciudad de Comodoro Rivadavia desde el año 1997. En este artículo se detallan características de planes de estudio y modalidades de formación en un tema fundamental para el mercado de trabajo.
En efecto, uno de los objetivos fundamentales con que se diseñó la propuesta académica apunta a brindar al alumno que egresa de estos institutos una serie de herramientas que mejoren sus características de empleabilidad para la inserción laboral en el ámbito petrolero.
Otra de las metas del programa es lograr que los egresados, tras un período de capacitación técnica intensiva (en corto plazo y aplicada) obtengan un desempeño eficiente en la industria petrolera, en especial en las tareas referidas a la explotación de yacimientos.
Cursos presenciales
Ambos son Institutos Privados, de nivel superior (terciario - no universitario), con modalidad técnico profesional para la capacitación aplicada a la industria petrolera. El plan de estudio está organizado en seis (6) Módulos con una carga horaria de 375 horas reloj cada uno, de manera que la carrera completa comprende 2250 horas reloj.
El primero de los módulos, de carácter introductorio y preparatorio, es el denominado “Materias Básicas”, cuyo objetivo es nivelar, revisar, refrescar y direccionar conocimientos técnicos de posterior aplicación en las especialidades.
El segundo módulo (por correlatividad) es el denominado “Producción de Petróleo”, que trata sobre cuestiones de reservorios, sistemas de extracción artificial (especialmente Bombeo Mecánico), intervenciones de pozos e instalaciones de superficie.
Los cuatro restantes se corresponden con otras especialidades de la explotación de yacimientos: (Recuperación Secundaria - Perforación, Terminación y Reparación de Pozos – Diseño, Proyecto y Montaje de Instalaciones de Superficie - Transporte y Tratamiento de Petróleo). El cursado de estos módulos no contempla correlatividad entre sí de modo que los alumnos pueden optar y armar su propio esquema de cursado y avance en esta etapa de la carrera.
Título y cursadas
El período escolar es de febrero a diciembre, las clases se dictan de lunes a viernes de 19:00 a 23:30 y son de carácter presencial (con una exigencia de un 50% mínimo de asistencia por cada asignatura para obtener el cursado y 75% para cumplir régimen de promoción de materias).
Para acreditar los cursados de cada materia es necesario cumplir un régimen de parciales y evaluaciones finales de la cátedra; la aprobación de las mismas se puede realizar por promoción (en algunas materias, con un régimen determinado de notas y asistencia) o por examen final.
Por cada Módulo de Especialidad aprobado la Institución Académica acredita un certificado intermedio de Técnico (Chubut) o de Formación Profesional Calificada (Santa Cruz).
Completada la carrera se obtiene el título terciario de “Técnico Superior en Explotación Petrolera”
Todas las acreditaciones, certificados y diplomas son avalados oficialmente por el Ministerio de Educación de Chubut y por el Consejo Provincial de Educación de Santa Cruz, respectivamente.
Requisito de ingreso: Tener aprobado los estudios de nivel medio o Polimodal.

Escuela de Petróleo de la Patagonia




Creada en 1997 y en funciones desde 1998, con estructura académica y planes de estudio aprobados por el Ministerio de Educación de la provincia de Chubut, la Escuela de Petróleo de la Patagonia constituye una referencia en la formación y capacitación aplicada a la industria petrolera en la región, manteniendo su sede desde entonces a la actualidad en el Colegio Deán Funes.
Los preceptos anunciados al momento de iniciar sus actividades continúan vigentes, en tanto los planes de estudio se encuentran “enmarcados en una necesidad general de aumento de la productividad en las operaciones de los yacimientos de petróleo y gas, específicamente en lo que hace a la extracción de petróleo en cuencas donde la marginalidad del negocio exige un alto grado de rendimiento, calidad y excelencia”. La propuesta apunta a responder a la demanda de profesionales para desempeñarse laboralmente en la industria petrolera.
La primera colación de grado se produjo en 1999, con lo primeros “Técnicos en Producción de Petróleo” y “Técnicos en Recuperación Secundaria”, mientras que desde aquellos inicios comenzó a registrarse la asistencia de técnicos provenientes de operadoras de la región, para perfeccionar sus capacidades en las mismas especialidades.
Gracias a la alta inserción laboral de los alumnos, aún antes de terminar la carrera, en las empresas petroleras regionales de producción y de servicios, y al muy buen desempeño de los mismos en los trabajos de campo, la matrícula de inscripción se vio notablemente incrementada en los últimos 5 años, promediando alrededor de 150 alumnos por período escolar.
El 17 de agosto venidero continuará desarrollándose el Término Lectivo 2009 con el dictado de un Módulo de Materias Básicas, dos divisiones del Módulo de Producción de Petróleo, uno de Recuperación Secundaria, otro de Perforación, Terminación y Reparación de Pozos y el restante de Diseño, Proyecto y Montaje de Instalaciones.
En Las Heras
Por otra parte, la oferta académica se extiende en la región a través del “Instituto Superior de Hidrocarburos”, en jurisdicción de la Provincia de Santa Cruz. Gracias a un convenio suscripto entre Senda Team SRL e YPF SA y con un compromiso de apoyo a la gestión por parte de la Municipalidad de Las Heras, en agosto del año 2004 comenzó a funcionar este Instituto en instalaciones del Colegio Polimodal Nº 3 de dicha localidad (donde continúa actualmente). En diciembre del año 2005 recibió oficialmente la aprobación de los planes de estudios y funcionamiento, por el Acuerdo 538/05 del Consejo Provincial de Educación de Santa Cruz.
Según el convenio suscripto, esta compañía dispone de 60 vacantes por año (30 en marzo y 30 en agosto de cada año) para inscribir a quienes seleccionen para hacer esta carrera. De esta forma ingresaron al Instituto muchos empleados propios de la empresa, jóvenes con alto potencial y experiencia laboral en la industria petrolera que quisieron perfeccionar su formación, mejorar su desempeño en el trabajo y obtener un título terciario. Es así como un grupo de 26 alumnos, la mitad de ellos pertenecientes a YPF, egresaron en agosto del 2007 como los primeros Técnicos Superiores del Instituto.
Es de hacer notar que en los últimos años la empresa ha orientado la selección hacia jóvenes de la Las Heras, muchos de ellos desocupados, que tienen de esta manera su oportunidad para formarse en estudios superiores y obtener una valiosa herramienta para ingresar al mercado laboral de la industria petrolera. En los últimos dos años unos 30 alumnos de módulos adelantados o egresados como Técnicos Superiores (entre ellos varias mujeres), todos radicados en la Ciudad de Las Heras, ingresaron a YPF con un futuro muy promisorio de trabajo y desarrollo profesional. Otro número similar - desde la instalación del Instituto - lograron su empleo en empresas petroleras, productoras o de servicios, con presencia en la ciudad.



lunes, 6 de julio de 2009

Editorial

Prioridades

La caída de exportaciones en los últimos cinco años parece reflejar el efecto desaliento provocado por las retenciones móviles. La pregunta que algunos se hacen es hasta qué punto el país puede alentar sus ventas externas, sin desatender la caída de reservas y producción que por otro lado muestran los registros oficiales. Al mismo tiempo, si las retenciones actúan como referencia para el mercado interno, es comprensible que el tema debe revisarse no sólo para dinamizar exportaciones, con la prioridad del abastecimiento interno como límite, sino también precisamente para motorizar la mayor producción que aquella prioridad demanda. Por otro lado, si la comparación se hace con años anteriores, se verá que la caída es más drástica, pero ello no es negativo en sí mismo: en 1999 el país exportó casi la mitad de su producción, a un precio hoy impensable, en un promedio de 20 dólares por barril. En otras palabras, Argentina vendió su petróleo muy barato y aquellas exportaciones explican buena parte de la caída de reservas y declinación que hoy ostenta la mayoría de los yacimientos petroleros y gasíferos. Un nuevo régimen de retenciones no debería prescindir de éstas, para no volver a aquel esquema totalmente liberado. Pero es claro que el sistema vigente retrae las inversiones necesarias para volver a crecer, además de la posibles distorsiones que podrían producirse si, por caso, se exportaran grandes volúmenes excedentes de naftas, con mucha menor retención que el petróleo crudo.

Exportaciones: en cinco años caen 50 por ciento

La evolución de las ventas externas de petróleo del país puede reflejar tendencias de un mercado que dispone de saldo exportable una vez satisfecha la demanda del mercado interno, según lo marca la normativa vigente. En la comparación interanual entre abril de 2008 y abril de 2009 frente al mismo período anterior (abril07/abril08), ha habido un leve repunte según muestran las estadísticas de la Secretaría de Energía de la Nación. Sin embargo, en comparación al mismo período de hace cinco años, la caída de exportaciones equivale a más del 50 por ciento.
¿El país debe exportar petróleo? Sabido es que Argentina es un país “con petróleo”, pero no “petrolero”, lo que significa que en principio debe garantizar su propio abastecimiento de crudo, antes de autorizar la venta a otros países.
Ese mecanismo se viene cumpliendo por el marco normativo vigente, ya que no es posible exportar crudo si hay demanda insatisfecha en el mercado interno. Los problemas que se han registrado en los últimos años, con carencia de gasoil en determinadas épocas del año, son explicadas por razones que los especialistas atribuyen más a saturación de la capacidad de las destilerías instaladas en el país antes que a una menor disponibilidad de petróleo para procesar.
Por otro lado, el crudo de la región del golfo San Jorge es el que mayormente se orienta al mercado externo: aproximadamente un 50 por ciento de su producción queda en el mercado local y el resto va a mercados como Estados Unidos, Lejano Oriente y Nueva Zelanda. Esa proporción de venta externa representa a su vez más del 80 por ciento de la exportación de crudo del país, de allí que los índices de exportación de petróleo de la Argentina se vinculan estrechamente con las demandas de producción hacia los yacimientos de esta región.

Caída de exportaciones

El pico de exportación se alcanzó en el año 1999, con alrededor de 18 millones de metros cúbicos exportados, en un año en que la producción alcanzaba el record de 45 millones de cúbicos (con un precio del barril que por entonces llegó a 11 dólares). Desde entonces la tendencia de todos los indicadores (producción, reservas y exportaciones) ha sido declinante en la mayoría de los yacimientos del país (sólo Chubut mantuvo una tendencia positiva desde comienzos de la década).
Parte de la caída de exportaciones es explicada en sectores de la industria por la incidencia del régimen de retenciones móviles.
Las estadísticas de la Secretaría de Energía muestran que en una medición interanual al mes de abril de 2009, la exportación de crudo alcanzó los 3,9 millones de metros cúbicos. Esto representaría un 10,8 por ciento sobre la producción total de crudo del país durante el año 2008, que se ubicó en torno a los 36,1 millones de metros cúbicos.
Esto implicó un leve aumento respecto a abril 07/abril 08. En aquel período se exportaron 3,2 millones de metros cúbicos, lo que representó menos del 9 por ciento de la producción total del año 2007.
Lo llamativo es que el aumento de ventas externas se produjo en un período en que el precio del crudo se desbarrancó. Incluso en el último año hubo dos meses con exportación cero (mayo y junio de 2008), a raíz del prolongado conflicto en Santa Cruz durante 30 días.
Si se compara con el año 2004, la caída de exportaciones supera el 50 por ciento. En aquel período la venta externa alcanzó los 9,7 millones de metros cúbicos, equivalentes a casi un 25 por ciento de la producción total del país.

YPF amplía refinadora


La petrolera invierte 348 millones de dólares para la construcción de Planta de Reformado Catalítico Contínuo (CCR)

Con una inversión de 348 millones de dólares, YPF anunció la puesta en marcha del proyecto para la construcción de la primera Planta de Reformado Catalítico Continuo (CCR) del país, destinada a incrementar en un 32% la producción de motonaftas de alta calidad en la Argentina.
Se trata de la mayor inversión realizada en los últimos 10 años en el sector refino en la Argentina, la cual permitirá atender el aumento de la demanda de combustibles de alta calidad incrementando la capacidad de producción de naftas súper y premiun en 900 millones de litros al año.
Utilizará la última tecnología disponible en el mundo para realizar procesos químicos de reformado de naftas a base de catalizadores, que implicará mejoras en términos de productividad, seguridad industrial y cuidado del medio ambiente.
“Esta planta permitirá terminar con la mitad de un potencial déficit de nafta de alto octanaje”, señaló Enrique Eskenazi, vicepresidente de YPF. “De los dos millones de metros cúbicos adicionales que demandará el mercado local en 2017, nosotros aportaremos la mitad. El resto podría resolverse totalmente si otras empresas incrementan la producción y producen los cambios teconológicos necesarios”, advirtió.
Eskenazi explicó su rol dentro de la actividad económica y dirigencial del país. “Estoy orgulloso de ser empresario. A veces me pregunto por qué en la Argentina el éxito del deporte está siempre acompañado de luces brillantes y el éxito empresario está siempre cubierto con un manto de sospecha”, planteó.
“Estamos aquí con una doble responsabilidad: llevar adelante a esta empresa y llevar adelante a nuestro país. Todo lo que le hace bien al país, le hace bien a YPF. Todo lo que le hace bien a YPF, le hace bien al país”, concluyó.
Para la realización de la nueva planta, que podría comenzar a funcionar durante el 2012, se emplearán alrededor de 700 personas y el proyecto demandará casi 3 años, periodo durante el cual se realizarán los trabajos de ingeniería. El régimen de producción permitirá elaborar unas 200.000 toneladas anuales de compuestos aromáticos que pueden ser utilizados como mejoradores octánicos de las naftas destinadas al consumo automotor.
Asimismo, producirá 15.000 toneladas de hidrógeno las que permitirán realizar los procesos de hidrogenado de combustibles para aumentar su calidad y disminuir el contenido de azufre, reduciendo aún más el impacto ambiental de los motores de combustión interna.
Con la puesta en marcha de este proyecto YPF reafirma su compromiso de realizar inversiones para atender las necesidades energéticas del país e incorporar en sus procesos y productos las tecnologías disponibles que aumenten la seguridad y el cuidado del medio ambiente.

Dragón inyectará 25% más de gas

Planta depuradora de CO2


En otro orden, Calafel Loza confirmó que Pan American Energy ha puesto recientemente en marcha una planta depuradora de gas, que permitirá incrementar su producción gasífera en Cerro Dragón en alrededor de un 25 por ciento, en el lapso de los próximos dos años.
El problema surgió al detectarse hallazgos de gas natural con porcentajes de dióxido de carbono mayores a los permitidos por norma para inyectar al gasoducto.
“Hemos puesto en marcha hace un mes una planta de extracción de CO 2 –confirmó el directivo-, con una inversión del orden de los 25 millones de dólares. Estas instalaciones nos permiten acondicionar el gas para poder inyectarlo bajo normas del Enargas, por lo que estamos haciendo punta también en esto. Es una planta de interesantísima tecnología de membranas que daremos a conocer en mayores detalles próximamente”, anticipó.
Sobre la disposición final del dióxido de carbono extraído, se evalúa la posibilidad de reinyectarlo a la formación, ya que no es reutilizable en las proporciones actuales.
Por otra parte, la depuración permitirá elevar la producción de gas diaria del yacimiento en alrededor de un 25 por ciento, según estima la compañía, lo que podrá verificarse durante los próximos dos años.
Para ello se requiere de un período inicial para estabilización de la planta, mientras que los nuevos pozos de captación se irán definiendo en forma paulatina para incrementar la inyección a gasoductos desde Cerro Dragón.

Por las cuencas

Movimiento en Neuquén

Operadoras detallaron recientemente ante funcionarios nacionales y de la provincia de Neuquén el movimiento de equipos que están realizando en base al compromiso asumido el 7 de mayo último, a fin de reactivar la producción. Según informa “Diariamente Neuquén”, el recorrido incluyó áreas de Petrobras, YPF y Apache, para constatar la puesta en marcha de equipos de perforación. Las operadoras confirmaron el inicio de funciones de tres equipos de perforación, además de otros de work over, mientras se aguarda que haga lo propio Enarsa, que en asociación con la estatal neuquina prevé llevar un equipo perforador a una de las áreas secundarias de la provincia.

Jujuy licitará un gasoducto a Bolivia

El gobierno provincial tiene previsto activar la licitación pública para la construcción de un gasoducto entre Bolivia y el Noroeste de la Argentina.
La obra de infraestructura energética prevé una inversión de 54 millones de pesos y su construcción tendrá un plazo estimado de ocho meses.
95 kilómetros será el tendido del gasoducto que incluirá redes de distribución domiciliaria para las localidades de Tres Cruces, AbraPampa y La Quiaca.
La información fue suministrada por el ministro de Producción provincial, Hugo Tobchi, quien dijo que en la sede ministerial se llevará a cabo la apertura de sobres de la licitación pública inherente a la construcción del gasoducto mencionado, que cubrirá el tramo Miraflores- La Quiaca, previéndose el tendido de redes de distribución a diversas localidades de la puna jujeña.
La obra se desarrollará en territorio argentino en su primera etapa.

Agenda

Decisiones Estratégicas sobre E & P de Petróleo y Gas

Fecha: 7 y 8 de julio de 2009, en sede IAPG (Maipú 639, Bs.As)
Instructores: Gastón Francese, Ernesto Weissmann
Exploración y Producción de hidrocarburos está actualmente atravesando, en Argentina, momentos de profundos cambios estructurales que resultan sumamente desafiantes para las empresas del sector. Muchas empresas se ven hoy ante la decisión de redirigir sus esfuerzos estratégicos hacia proyectos de mayor incertidumbre y mayor exposición del capital, requiriendo un cambio en la forma en que se toman las decisiones estratégicas de E&P.
Los ejecutivos tienen cada vez menos tiempo y menos recursos para analizar y tomar sus decisiones. Sin embargo, existen ahora diversas herramientas para ayudar a quienes toman las decisiones a evaluar altos niveles de incertidumbre y elegir alternativas no habituales que se puedan transformar rápidamente en acción y posteriormente en resultados. Estas metodologías han avanzado significativamente en los últimos años brindando hoy en día beneficios directos en los resultados del negocio. Nos proponemos presentar en un taller de 2 días, las claves de estas metodologías y explicar su funcionamiento revisando su aplicación sobre casos reales de E&P en la región.
Informes: www.iapg.org.ar
Taller para la Unificación de Criterios para la Evaluación de Reservas
Fecha: 27 y 28 de agosto de 2009, en sede del IAPG (Maipú 639, Bs.As)
Instructor: Juan Rosbaco
Objetivos: Discutir, uniformar y aprehender los criterios para la clasificación y el cálculo de reservas, mediante el análisis y la crítica de casos reales. Este taller está dirigido a aquellos que deban calcular y clasificar reservas. También a quienes deban auditar los valores informados por terceros o que, en razón de su actividad, deseen conocer los criterios usualmente utilizados para la clasificación.
Informes e inscripción: www.iapg.org.ar

Bolland fortalece oferta al mercado interno

Una de las industrias de base radicada en Comodoro Rivadavia, Bolland&Cia, ha desplegado una importante estrategia en el marco de la crisis financiera internacional que hizo eclosión en septiembre del año pasado. Tales circunstancias, que se reflejaron en una caída general de la demanda del orden del 25 por ciento en el primer trimestre de este año, versus mismo período de 2008, motivaron la búsqueda de alternativas que para la compañía se basaron en el fortalecimiento de su oferta hacia el mercado interno, iniciando un proceso de sustitución de importaciones que ha permitido paliar parte de aquellos efectos negativos.
El ingeniero Héctor Pardini, gerente de planta, afirma que tal estrategia respondió al objetivo de sostener las fuentes de trabajo, en tanto la empresa moviliza más de 700 puestos de trabajo en sus diversas bases de la región.
“Uno de los grandes problemas de nuestra zona está dado por los altos costos de producción –opina-, tanto en la fase laboral como en la provisión de insumos. Para contar con acero nosotros debemos traerlo desde su planta de Siderca en Bs.As y el costo de ese flete incide en el proceso. Hace poco perdimos una licitación convocada por Brasil a manos de una empresa de Córdoba, porque sin dudas allá los costos son mucho más bajos. En nuestra zona tenemos además el agravante de los piquetes y corte de rutas, porque cada una de esas medidas paraliza la producción”.
Radicada en la ciudad petrolera en el año 1983, bajo el incentivo de la Promoción Industrial, la desaparición paulatina de aquellos beneficios tuvo su última fase en la eliminación reciente de los reembolsos a la exportación por puertos patagónicos.
El reciente anuncio del gobierno de Chubut, para otorgar a las empresas que exportan por puertos de la provincia reintegros del 2 por ciento sobre sus volúmenes de producción, puede ser un incentivo que por ahora las empresas no han evaluado en profundidad.
“Todavía no nos llegó la información en forma oficial, sin dudas es una ayuda pero no sé si será la solución definitiva. Ojalá pudiéramos exportar productos por el puerto de Comodoro, pero hay dificultades que pasan por el hecho de que en esta zona no hay tráfico de buques y además por lo que tenemos entendido hay algunos problemas técnicos. Pero para nosotros sería mucho mejor exportar desde acá”.
Caída de demanda
La producción de elementos para bombas de profundidad y varillas de bombeo realizada por la empresa ha estado fuertemente vinculada al mercado internacional, exportándose tales productos desde Puerto Deseado. En el primer trimestre de este año la demanda cayó un 25 por ciento, según detalla Pardini, confirmando una tendencia que ya había derivado en la búsqueda de alternativas para sostener el funcionamiento de la planta.
En el marco de esa estrategia, orientó su oferta hacia pequeños y medianos clientes del mercado local y regional con una serie de productos y servicios, algo que, reconoce el empresario, habían quedado un poco de lado en los últimos años en aras del auge del petróleo. Mecanizados, tratatamientos térmicos, metalizados y cromados forman parte de ese menú de prestaciones, que en base a la experiencia y calificación de la compañía vienen siendo brindados con probada eficacia a los grandes actores de la industria petrolera de la región.
“A partir de nuestra experiencia y calificación ofrecemos al mercado pyme una serie de servicios de alta calidad, con un costo competitivo y plazos de entrega muy reducidos, aun con cantidades bajas de trabajo requerido”, explica Pardini.
Tornería de alta precisión a través de máquinas de control numérico continuo forman parte de una base de trabajos y fabricación de piezas que de este modo sustituyen productos importados desde otras regiones de la Argentina o desde otros países. Repuestos para bombas de profundidad y electrosumergibles, además piezas no convencionales como discos, válvulas y ejes para bombas centrífugas, tapones retenedores, extremos para barras de minería, herramientas para pesca, son algunos de los servicios ofrecidos por la planta.