A un año de haber asumido la operación de los yacimientos tras tomar los activos de la ex Petrolera Aconcagua Energía, la firma TanGo Energy registró un avance sustancial en su plan de reactivación de áreas maduras en la provincia de Río Negro. La estrategia, conducida técnicamente por el gerente de Operaciones (COO) de la compañía, Andrés Ponce, posibilitó la recuperación de 105 pozos inactivos sobre una meta total proyectada de 150 instalaciones.
Al momento de iniciar la gestión del activo, la firma identificó un pasivo de más de 300 pozos fuera de servicio, paralizados durante la administración previa debido a restricciones de financiamiento o capacidad operativa. El plan de trabajo se focaliza de forma prioritaria en Río Negro, territorio donde se concentra el 90% de los activos de la empresa, complementedo con operaciones de menor escala en las provincias de Mendoza y Neuquén.
Incentivos fiscales, esquema operativo e impacto en el volumen de producción
La sustentabilidad financiera del proyecto se estructuró a partir de los beneficios otorgados por el programa de estímulo impulsado por la Secretaría de Energía de Río Negro, el cual fija una alícuota diferencial reducida al 6% de regalías aplicable sobre la producción incremental. Este esquema opera exclusivamente sobre la extracción que supera la curva base de declino certificada para cada yacimiento, sin alterar las obligaciones establecidas en las concesiones originales.
Las intervenciones se orientan a pozos maduros cuyo rendimiento unitario se sitúa en un promedio de 1,2 metros cúbicos diarios. Si bien la productividad individual es acotada frente a los parámetros no convencionales, la sumatoria de los trabajos mediante operaciones de pulling logró alterar la tendencia de producción de los bloques.
Al respecto, Andrés Ponce precisó el salto registrado en los volúmenes extraídos al señalar que «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)». En ese sentido, el directivo remarcó la magnitud del recupero operativo al destacar que «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».
Desembolso presupuestario, ampliación del parque de equipos y proyección no convencional
El presupuesto total asignado para el paquete de 150 intervenciones alcanza los US$ 15 millones. Para sostener el ritmo de los trabajos, la operadora incrementó su flota operativa de 4 a 6 equipos de pulling mediante la contratación de dos unidades pertenecientes a la empresa Geopetrol, que se sumaron a los cuatro equipos propios administrados a través de la firma Go Services. La movilización de estas estructuras demandó la contratación directa de 40 trabajadores locales, impulsando de manera paralela la actividad en logística y servicios petroleros especializados.
La compañía prevé completar las 45 intervenciones restantes a razón de 15 operaciones mensuales, consolidando la caja operativa generada por el convencional. Al mismo tiempo, la firma inició los preparativos logísticos para encarar sus primeras perforaciones no convencionales con objetivo Vaca Muerta en el área Chaco del Palenque, ubicada también dentro del territorio rionegrino.