La operadora avanza en un plan integral enfocado en campos maduros que incluye la puesta en marcha de 150 perforaciones inactivas. Con el impulso del programa de incentivo provincial y una inversión de 15 millones de dólares, la compañía logró incrementar la producción y mitigar el declino natural de los campos.
A un año de su desembarco en los yacimientos TanGo Energy, la nueva sociedad que tomó los activos de la exPetrolera Aconcagua Energía, registró un avance sustancial en su programa de reactivación de pozos en la provincia de Río Negro. La estrategia, liderada técnicamente por el gerente de Operaciones (COO) de la firma, Andrés Ponce, permitió recuperar hasta el momento 105 pozos inactivos de un paquete previsto de 150 instalaciones.
Ponce explicó a EnergíaON que el esquema de trabajo se concentra principalmente en las áreas ubicadas en Río Negro, donde se ubica el 90% de los activos de la compañía, complementado con presencia en Mendoza y Neuquén.
Al momento de asumir la gestión de las áreas maduras, la firma identificó un stock superior a los 300 pozos fuera de servicio, muchos de los cuales habían quedado paralizados durante la administración anterior por restricciones de capital o de capacidad operativa.
Incentivos fiscales y optimización operativa
La viabilidad económica del proyecto se consolidó a partir de la implementación del programa de incentivo lanzado por la Secretaría de Energía de Río Negro, el cual establece una alícuota diferencial, rebajada al 6% de regalías sobre la producción incremental.
Este beneficio aplica estrictamente sobre los volúmenes que superan la curva base de declino certificada y acordada para cada yacimiento, excluyendo de manera explícita los compromisos previstos en las concesiones originales.
El programa de intervención aborda pozos maduros de baja productividad individual, cuyo rendimiento promedio se ubica en torno a 1,2 metros cúbicos diarios por pozo, lo cual si bien parece poco comparado con la vecina Vaca Muerta, lo acumulado mediante estos pullings generó un impacto positivo sobre la producción total de los bloques rionegrinos.
En detalle, Ponce contó que la firma inició sus trabajos un año atrás en Río Negro con una producción de 900 metros cúbicos diarios (unos 5.600 barriles por día), y que la expectativa ante el declino natural del 9% era que para esta época del año se esté en los 850 metros cúbicos diarios (5.350 barriles), los actuales valores son de 950 metros cúbicos (6.000 barriles diarios).
«Tuvimos un crecimiento final del 10% en la producción, pero si se cuenta que el declino es del 9%, el salto es muy grande, es un 19% arriba», marcó Ponce.
A nivel presupuestario, la inversión total del plan de 150 pozos asciende a 15 millones de dólares. Para sostener el nivel de actividad, la operadora amplió su flota de equipos de pulling de 4 a 6 unidades mediante la contratación de la firma Geopetrol que aportó dos equipos a los 4 que son de propiedad de petrolera a través de Go Services.
El despliegue requirió la incorporación directa de 40 personas de mano de obra local, además del movimiento generado en servicios asociados, logística y transporte.
Ponce explicó los buenos resultados alcanzados en el plan de reactivación de pozos.
Recuperación de la producción y trabajo en campo
A partir del incremento en la disponibilidad de equipos y la aplicación de metodologías de optimización operativa orientadas a la reducción de tiempos no productivos en los equipos de pulling, la empresa logró revertir la curva descendente de las áreas.
El plan contempla completar las 45 intervenciones restantes para alcanzar la meta fijada de 150 pozos reactivados, manteniendo un ritmo constante de aproximadamente 15 operaciones mensuales dedicadas de forma directa al programa.
Mientras TanGo deja en claro que «lo viejo sirve», y consolida su caja en el convencional, también avanza en la preparación logística para iniciar sus primeras perforaciones no convencionales hacia Vaca Muerta en el área Chaco del Palenque, también en Río Negro.
