La apertura de ofertas está prevista para el 17 de mayo en la sede de Emesa.
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Emesa abrió una licitación pública para explotar Vega Grande, la zona petrolera más alta del país.
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La reactivación de Vega Grande
Vega Grande es considerada la zona petrolera más alta sobre el nivel del mar de todo el país (2.800m). En junio de 2021, luego de casi tres años de abandono, Emesa y dos pymes locales, VenOil Energía y Jet Oil Tecnology, reiniciaron el campo de manera continua hasta hoy, con La producción diaria de petróleo promedia entre 14 y 15 m3 y alcanza picos de hasta 575 m3/mes.. Esto, superando dificultades climáticas y operativas en una zona tan elevada y aislada.
El área había revertido a Mendoza en 2018 cuando finalizó el período de concesión de Phoenix Global Resources. Tiene una superficie de 291 km2 pero actualmente está reducida a 164,6 km2 y tiene un solo sitio descubierto.
El mes pasado produjo 159 m3, lo que representa sólo una pequeña porción de la producción total de crudo de Mendoza.. Lo que dice el Gobierno es que la zona podría ser de interés para pequeñas empresas dedicadas al petróleo, como las actualmente asociadas a Emesa para la reactivación del campo.
La participación del Estado provincial en el proceso, a través de la Ministerio de Energía y Medio AmbienteSerá necesario una vez presentadas las ofertas para dar el visto bueno final a la cesión de derechos que Emesa adquirió por 25 años, es decir, hasta junio de 2046.
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Antecedentes de Vega Grande
A finales de los años 1970, YPF estudió la zona de Vega Grande y perforó dos pozos al sur del bloque; el YPF.Md.AM-1 y el YPF.Md.TE-1, sin recuperar hidrocarburos, por lo que el pozo fue abandonado.
Finalmente, en 1984 YPF perforó el pozo descubridor YPF.Md.VG-1 con buenos niveles de producción.
El segundo pozo productor, ubicado al sur del pozo YPF.Md.VG x-1 y denominado YPF.Md.VG e-2, fue perforado en 1986. El pozo YPF.Md.VG-3 ubicado al este del pozo YPF.Md .VG x-1, perforado en 1988/1989, y también era productor de hidrocarburos.
El pozo YPF.Md.VG-6, perforado en 1987 y terminado en 1989, resultó ser bajo en hidrocarburos, pero en cambio mostró buenos volúmenes de gas.
En julio de 1991 esta concesión fue otorgada a Petroquímica Comodoro Rivadavia SA (PCR). Se perforó el pozo horizontal PCR.Md.VG-100 y aunque produjo petróleo, solo acumuló un pequeño volumen de hidrocarburos. La operación PCR finaliza en 1995.
En febrero de 1995 se inició la operación de Grecoil y CIA SRL, que se prolongaría hasta el fin de la concesión.
Grecoil y CIA SRL, en los próximos años, cambiarían de propietarios y sufrirían fusiones con otros grupos de empresas. Fue adquirida inicialmente por Andes Energía SA hasta mediados de 2017, donde Andes Energía se fusionó con Petrolera El Trébol (PETSA), filial en Argentina de la suiza Mercuriasumando los activos de producción y exploración de ambos.
Mediante este acuerdo se creó una nueva empresa denominada Phoenix Global Resources, finalizando la operación del área en el primer semestre de 2018.revertirse a la provincia de Mendoza.
Pasaron casi tres años de inactividad del depósito hasta que, en junio de 2021, mediante un proceso realizado por la provincia de Mendoza, se decreta el traslado a favor de la Compañía de Energía Mendocina SA (Emesa) por un período de 25 años.
Dicho proceso iniciaría en febrero de 2021, la Dirección de Hidrocarburos otorgó un permiso provisional para ingresar al Área con el fin de inspeccionar, reacondicionar las instalaciones y proceder con la puesta en servicio del campo. En dicha inspección se observó que, al llevar tanto tiempo inactivo, el área había sido vandalizada y en este sentido se encontraba completamente remodelada..
En materia ambiental, a mediados de marzo de 2021 se presentó el Estudio Ambiental Base ante la Dirección de Protección Ambiental (DPA) y se programó en conjunto el reemplazo de 8 tramos de la tubería principal, el mantenimiento y la certificación de las 30 válvulas. y la construcción de Bermas en los tramos más críticos del oleoducto.
En junio de 2021 se volvió a poner en servicio el campo Vega Grande de forma continua hasta el día de hoy.con picos de producción de hasta 575m3/mes y superando todas las dificultades climáticas y operativas en una zona tan aislada.
Esta reactivación fue un hito para la provinciaya que por primera vez se llevó un equipo de torre a un campo de gran altura, que así pasó de estar abandonado por casi tres años a producir entre 14 y 15 m3 diarios de petróleo, con picos de hasta 30 m3 diarios. Hasta que estuvo operativa, antes de ser abandonada, producía hasta 5 m3.
