Upstream

Mantenemos inversiones en tres cuencas de la Argentina, fuertemente enfocados en la Cuenca Austral, una cuenca predominantemente gasífera.

Cuenca Austral

Actualmente la mayor parte de nuestra producción y reservas de hidrocarburos se concentra en la Cuenca Austral. La Cuenca Austral está ubicada en el extremo sur de América del Sur y cubre parte de las provincias argentinas de Santa Cruz y Tierra del Fuego, el estrecho de Magallanes y la región sudoeste de Chile. La Cuenca Austral está compuesta de alrededor de 230.000 km2, 85 % de los cuales se encuentran en la Argentina.

La producción de gas natural convencional en la parte argentina de la cuenca proviene, principalmente, de areniscas marinas/deltaicas y fluviales de la formación cretácico-temprana Springhill entre 2.000m y 3.000m por debajo del nivel del mar. La cuenca también cuenta con un yacimiento marino secundario convencional en la formación terciaria Magallanes, a 1.800m por debajo del nivel del mar.

La Cuenca Austral cuenta con alrededor de 90.000 km2 de área de roca madre madura, con un potencial de exploración por desarrollarse en el futuro cercano. Estas rocas madre alimentan tanto la formación cretácica Springhill como la formación terciaria Magallanes. Las principales rocas madre en la cuenca son las formaciones cretácico-inferior, inoceramus inferior, la formación aptiano-albiana Margas Verdes y la titoniano-aptiana, que contienen lutitas negras ricas en materia orgánica.

Nuestras actividades de producción y desarrollo en la Cuenca Austral se llevan a cabo en cumplimiento de 26 concesiones de explotación y 3 permisos de exploración, vencen entre 2026 y 2058 representan más del 98 % de nuestra producción total y base de reservas.

En enero de 2018, extendimos la concesión de producción de hidrocarburos no convencionales en Campo Indio Este-El Cerrito por un plazo adicional de 35 años. Estas concesiones representaron el 65% de nuestra producción en punto de venta. 

Cuenca del Noroeste

enemos participación en el área Aguaragüe, en la Cuenca del Noroeste, con una extensión total de 4.031 km2. Hasta la fecha, nuestros socios operadores han obtenido datos de sísmica 3D para un 7 % de Aguaragüe. El mapa a continuación ilustra la ubicación geográfica de este bloque.

Contamos con una participación del 5% en el área de Aguaragüe mediante un acuerdo conjunto con YPF, Tecpetrol S. A., Petrobras Argentina y Ledesma S. A. Según lo dispuesto en el acuerdo, Tecpetrol S. A. lleva a cabo todas las operaciones del bloque.

Las concesiones de explotación relacionadas con este bloque están a cargo de YPF. La concesión tiene vigencia hasta 2027. Bajo esta concesión de explotación, en la actualidad, nuestros acuerdos conjuntos abonan regalías a las autoridades provinciales sobre la base del precio de venta del petróleo y gas producido en boca de pozo.

Cuenca Neuquina

El 18 de Octubre de 2019, CGC llegó a un acuerdo de farm-out con President Petroleum S.A., una subsidiaria de propiedad de President Energy PLC (LSE: PPC). Según los términos de este acuerdo, CGC transfirió el 100% de su participación en el Bloque Angostura (incluyendo todos los activos, pasivos y compromisos) con fecha efectiva del 1 de Noviembre de 2019.

El 20 de Noviembre de 2019, la provincia de Río Negro firmó el decreto aprobando la transacción. Todos los derechos y responsabilidades de la licencia de exploración fueron transferidos a President Energy. CGC no tiene compromisos ni responsabilidades pendientes a cumplir en relación al Bloque Angostura.

Hasta Octubre de 2019, CGC contaba con una participación en el bloque Angostura de la Cuenca Neuquina, con una extensión total de 694 km2 y datos de sísmica 3D para el 100% de Angostura. El mapa a continuación ilustra la ubicación geográfica del bloque. La infraestructura del área incluía plantas de tratamiento de petróleo, sistemas de recolección y baterías para recolectar fluidos en cada yacimiento, así como instalaciones de almacenamiento y entrega.

Cuenca del Golfo San Jorge

El 29 de junio de 2021, Compañía General de Combustibles S.A. (“CGC”) adquirió la totalidad del capital social y votos de Sinopec Argentina Exploration and Production Inc., lo cual incluyó la propiedad y operación de 15 concesiones de explotación el Cuenca del Golfo San Jorge. Las áreas son: B127, Cañadón León, Cañadón Minerales, Cañadón Seco, Cerro Overo, Cerro Wenceslao, El Cordón, El Huemul-Koluel Kaike, Las Heras, Meseta Espinosa (CGSJ-10), Meseta Espinosa Norte, Meseta Sirven, Piedra Clavada (CGSJ IV), Sur Piedra Clavada, Tres Picos. En las citadas áreas se han perforado más de 6.000 pozos de los cuales unos 1.350 se encuentran activos. Geográficamente se ubican al noreste de la Provincia de Santa Cruz, desde las cercanías de la ciudad de Las Heras por el oeste, hasta la ciudad de Caleta Olivia en la costa Atlántica. Con una extensión máxima este-oeste de 160 km y norte-sur de 60 km, totalizando un área de 4.070 km2. Geológicamente se encuentra en el Flanco Sur de la Cuenca del Golfo de San Jorge. La región tuvo sus primeros descubrimientos de hidrocarburos en 1944 y 1960. Luego de más de 70 años de actividad y producción, estos campos han producido más de 1 billón de barriles de petróleo equivalente (1×10^9 BOE), siendo la producción en diciembre 2021 de 2.080 m3/d de petróleo, 890 Mm3/d de gas y 24.500 m3/d de agua, con un corte de agua de 92%. Esta producción representa el 6% de la producción de la cuenca del Golfo San Jorge y el 18% de la producción de petróleo de la Provincia de Santa Cruz.

CGC ha puesto en marcha un plan de reactivación que contempla la reactivación y expansión de proyectos de secundaria, la ejecución de dos pilotos de recuperación terciaria e involucra una actividad exploratoria sin precedentes en la cuenca abarcando el 21% de la actividad de perforación. Se perforaran de 214 pozos nuevos junto a un ambicioso cronograma de intervención de 545 pozos. De acuerdo a los resultados existen proyectos en toda la gama, desde infills, recuperación asistida y nuevos desarrollos. Tanto la actividad de perforación, como intervenciones de pozos y expansión de secundaria cubren la totalidad del potencial que hoy se aprecia técnicamente en las áreas. El plan busca generar nuevos desarrollos de los petróleos típicos de la cuenca, pero también la evaluación de recursos de petróleos extrapesados, livianos-profundos, como también de gas asociado y seco. En términos de reservorios el abarca tanto los someros como los profundos, desde los convencionales de la cuenca, a los No Convencionales de baja permeabilidad y “shale” que necesitan ser explorados y estudiados para evaluar potenciales desarrollos.

A su vez, en febrero de 2020, inauguramos el sistema de almacenamiento subterráneo de gas natural “Sur Río Chico”, la segunda de las instalaciones de estas características en Argentina, que le permite a la Emisora inyectar aproximadamente 1.000 Mm3/d de gas natural durante la temporada de verano y extraer aproximadamente 2.000 Mm3/d durante la temporada de invierno. 

Infraestructura

Contamos con una importante red de infraestructura en la Cuenca Austral, incluyendo plantas de tratamiento de petróleo y gas natural, sistemas de recolección, baterías para recolectar fluidos en cada yacimiento, más de 1.300 km de ductos de interconexión para transportar la producción hasta su tratamiento e instalaciones de almacenamiento y entrega ubicadas cerca de nuestro puerto marítimo de Punta Loyola, que nos permite acceder fácilmente al mercado petrolífero. Asimismo, nuestra infraestructura instalada está dispersa a través de muchos de los yacimientos de petróleo y gas que operamos en la Cuenca Austral, lo que nos permite adaptar nuestra estructura existente para producir petróleo y gas a partir de nuevos descubrimientos, incluso más pequeños, y capturar rápidamente su valor económico. 

A su vez, en febrero de 2020, inauguramos el sistema de almacenamiento subterráneo de gas natural “Sur Río Chico”, la segunda de las instalaciones de estas características en Argentina, que le permite a la Emisora inyectar aproximadamente 1.000 Mm3/d de gas natural durante la temporada de verano y extraer aproximadamente 2.000 Mm3/d durante la temporada de invierno.