Tango Energy acelera la reactivación en el convencional y da el salto a Vaca Muerta
La operadora ya logró reactivar 105 pozos maduros y revertir el declino natural de sus yacimientos. En paralelo, está lista para comenzar la perforación de su primer pad no convencional en Charco del Palenque. En diálogo con Patagonia Shale, Andrés Ponce, COO de Tango Energy, detalla la estrategia operativa, el impacto de los incentivos provinciales y los planes para apalancar el desarrollo mediante el RIGI.
El desafío de operar yacimientos maduros exige una sintonía fina entre eficiencia operativa, control de costos y un marco fiscal que acompañe. Tango Energy parece haber encontrado esa fórmula en sus bloques de Río Negro y Neuquén. Con un agresivo plan de pulling, la compañía logró revertir el declino histórico de sus campos convencionales y llevar la producción de 900 a casi 950 metros cúbicos diarios.
Pero la visión de la empresa va más allá del convencional. Con los equipos ya en el terreno, acaban de iniciar la perforación de sus primeros pozos hacia la formación Vaca Muerta, apuntando a consolidar un modelo de crecimiento sostenido. Andrés Ponce, COO de la compañía, analizó el presente y futuro de las operaciones en diálogo con Patagonia Shale.
—Tenían un importante stock de pozos inactivos en las áreas. ¿Cómo encararon el plan para volver a ponerlos en producción?
—Al recibir las áreas nos encontramos con una gran cantidad de pozos parados, la mayoría de mucha antigüedad, que habían quedado fuera de servicio por problemas técnicos o porque su economicidad ya era marginal. Empezamos a evaluar ese stock para identificar qué capacidad real de reactivación teníamos. Avanzamos primero con los que presentaban una rentabilidad superadora y luego, en diálogo con la Secretaría de Hidrocarburos y el Ministerio de Energía, armamos un proyecto consistente. Identificamos unos 130 pozos con potencial, lo que implicaba incrementar un 20% nuestro parque de pozos activos en la zona.
—¿Qué despliegue de equipos requirió este nivel de actividad?
—Hoy tenemos seis equipos de pulling trabajando de lunes a lunes dedicados exclusivamente a esta zona. Cuatro son propios, a través de nuestra subsidiaria Go Services, y dos los levantamos ex profeso con Geopetrol. El mes pasado logramos 51 intervenciones, sumando reparaciones y reactivaciones. Hasta el momento ya alcanzamos los 105 pozos reactivados y nos quedan unos 50 más para este último trimestre del año.
—¿Cómo impactó este trabajo en los niveles de producción de la compañía?
—Recibimos una producción de unos 900 metros cúbicos diarios y hoy estamos en el orden de los 940 o 950. Hay que tener en cuenta que estos campos tienen un declino natural del 9% anual. Por lo tanto, el esfuerzo real es del 20%: primero mitigamos ese declino y, sobre eso, logramos un crecimiento neto de producción. Es un trabajo intensivo porque también tuvimos que hacer una fuerte campaña de reemplazo de materiales deteriorados, inyección de químicos y volver a las buenas prácticas operativas de los campos convencionales maduros.
—¿Qué rol juega la recuperación secundaria y los costos asociados en este tipo de yacimientos?
—Es clave. Estamos operando pozos de las décadas del 60 y 70, con más de un 90% de corte de agua. Prácticamente lo que hacés es mover agua, y eso requiere un altísimo consumo de energía. Para lograr eficiencia recuperando apenas un 7% o 10% de crudo, tenés que afilar el lápiz desde la tecnología y los tiempos muertos (Non-Productive Time). En este contexto, el acompañamiento fiscal de la provincia, que otorga una reducción de regalías sobre la producción incremental de la curva base, es vital. Sin ese incentivo, los costos te comen la rentabilidad. Te permite meter en la base pozos que de otra forma quedarían marginados.
—El contexto macroeconómico, con la inflación en dólares, ¿les alteró los planes de inversión?
—La inflación en dólares nos golpea y te saca de escala respecto al plan original, obligándote a replantear cosas. Al igual que con el precio del crudo, son variables que no podés manejar y a las que te tenés que amoldar. Somos muy rigurosos con la salud financiera de la compañía; nos financiamos con caja propia y buscamos mantener la solidez. Lo que exige el sector para invertir a largo plazo, más allá de los picos de precios, son reglas claras y sustentabilidad.
—En paralelo a este revamp del convencional, ya pusieron un pie en Vaca Muerta. ¿Cuáles son los detalles técnicos de esta nueva etapa?
—Sí, ya hicimos la locación y estamos perforando nuestro primer pad no convencional en Charco del Palenque, al sur de Entre Lomas, muy cerca de las instalaciones de CASE (Coirón Amargo Sureste). Teníamos analizada la sísmica 3D y es el sector con mayor espesor de roca madre de nuestras áreas. Empezamos con dos pozos en este pad inicial.
—¿Cómo tienen resuelta la evacuación y el tratamiento de esta futura producción de shale?
—Tenemos capacidad ociosa en nuestra planta de Medanito, que está a unos 30 kilómetros en línea recta, sobre la misma ruta. La idea es acondicionarla y utilizarla como nuestro hub de tratamiento. Al operarla nosotros mismos logramos una gran sinergia. Desde allí conectamos directo a la salida de Oldelval, de hecho, ya compartimos nuestras proyecciones y fuimos incorporados como parte de la carga del proyecto Duplicar Norte.
—Para escalar este desarrollo no convencional se requiere mucho capital. ¿Están buscando socios o analizando ingresar al RIGI?
—Ambas cosas. Estamos armando una estructura financiera para apalancar el desarrollo del bloque. Creamos una S.A. específica para canalizar estas inversiones y estamos analizando muy en serio el RIGI. Nuestro objetivo es apurar el caso para poder presentar el proyecto a mediados del año que viene.
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