El equipo técnico de Tango evaluó la capacidad de reactivación de todo el inventario y separó aquellos pozos inviables de aquellos rentables. Como resultado del análisis, identificaron 130 pozos con alto potencial de retorno, lo que implicaba el enorme desafío logístico de aumentar en un 20% la producción en las áreas ubicadas en Río Negro y un sector lindante de Neuquén.
Con un total de 105 pozos intervenidos, el plan registra un nivel de ejecución del 53,9% sobre la meta proyectada para 2026, el 90% de ellos territorio rionegrino (34 en Entre Lomas, 32 en Medanito y 26 en Jagüel de los Machos).
Seis equipos de pulling activos
La ejecución directa en el terreno fue la llave maestra de la revitalización. “Hoy tenemos seis equipos de pulling trabajando dedicados a esta zona. Son cuatro propios de nuestra subsidiaria Go Services y dos que levantamos ex profeso por este plan, de Geopetrol”, explica Ponce. Trabajando ininterrumpidamente en diagramas de “lunes a lunes”, existe una competencia virtuosa de rendimiento entre las dotaciones de las torres para maximizar las intervenciones. El mes pasado, las cuadrillas registraron 51 intervenciones por fallas y reacondicionamientos, y la compañía ya superó la marca de 105 pozos reactivados en este ciclo, y resta un remanente de 50 para el explosivo trimestre final del año.
Andrés Ponce, COO de Tango Energy.
Las tareas de pozo requieren incorporar kilómetros de tuberías, varillas, inyectar fluidos y ejecutar tratamientos químicos precisos para acidificar y limpiar el interior de la formación geológica. En paralelo a las nuevas reactivaciones, la operadora encaró una intensa campaña de reemplazo de los materiales deteriorados. Para exprimir los márgenes al máximo posible, el área de operaciones trabaja bajo el proceso de “máquina crítica”, en busca de minimizar drásticamente los tiempos muertos (NPT). El reciente “bono de productividad” económico que acordó el gremio petrolero con las empresas productoras ordena los intereses de toda la línea de trabajadores, aseguran en la compañía.
Aumento de producción
El resultado ya se materializa en los tanques de despacho: al recibir los campos petroleros, la producción base rondaba los 900 metros cúbicos diarios; hoy el volumen de extracción roza los 950. “Si tenés en cuenta que el campo declina a un 9%, en realidad el esfuerzo es un 20%: mitigás el declino y a eso le ganás un 10% de producción adicional”, grafica el ejecutivo de Tango Energy al revisar las planillas.
Trabajar económicamente con campos convencionales hipermaduros es una obra de ingeniería financiera. Son complejos proyectos de recuperación secundaria donde el yacimiento supera ampliamente el 90% de corte de agua. “Prácticamente lo que hacés es mover agua. Y mover agua requiere más consumo de energía”, advierte Ponce, al alertar que lograr la eficiencia operativa para recuperar un exiguo 7% de crudo fuerza irremediablemente los números del negocio al extremo.
Allí resultó oportuna la intervención del Estado. El Gobierno de Río Negro lanzó en marzo pasado el Decreto 136/26, que establece el Programa Provincial de Incentivos a la Producción Convencional para viabilizar e impulsar inversiones que hoy estarían descartadas por inviables bajo la asfixia del régimen impositivo actual. Para aquellas concesionarias que presenten un Plan de Actividades complementario que supere largamente los compromisos vigentes, el incentivo de Río Negro consagra una reducción del 50% en la alícuota de regalías, aplicable de manera exclusiva sobre la “producción incremental” que se logre mediante tareas técnicas de pulling o workover. Así, sobre ese volumen nuevo certificado, las operadoras abonarán únicamente un 6% de regalías provinciales durante diez años.
"El acompañamiento fiscal es vital para poder lograr un upside; si no, lamentablemente te comen los costos", asegura Ponce. Según reveló el directivo, gracias a esta crucial rebaja impositiva, una gran cantidad de pozos marginales que tenían una economía "border" (es decir, ubicados al borde del rojo contable operativo) cruzaron la línea de rentabilidad e ingresaron formalmente al circuito activo.
Para sostener este andamiaje tecnológico, las operadoras deben surfear además la compleja macroeconomía nacional y los vaivenes financieros del petróleo.
El salto definitivo hacia Vaca Muerta
En paralelo a la revitalización del sector convencional, la compañía acelera los plazos de su desembarco pleno en la meca dorada del shale argentino. Las reuniones técnicas de oficina dejaron finalmente su lugar a la acción de los trépanos, y Tango Energy ya comenzó las maniobras operativas para perforar su pad inicial de pozos no convencionales en Charco del Palenque, un promisorio bloque ubicado al sur de Entre Lomas. La locación ya está lista para activar un equipo de Nabors en las próximas dos semanas.
"Es el de mayor espesor de roca madre que tenemos dentro de las áreas", revela Ponce sobre esta joya geológica contigua a las importantes desarrollos en Vaca Muerta como Coirón Amargo Sureste (CASE).
Para cristalizar este salto de escala productiva, ya diseñó una nueva arquitectura de financiamiento, que contempla la incorporación de socios estratégicos e inversores, y armando los números para acogerse al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI).
Tango cuenta con la ventaja de su propia infraestructura instalada como la planta en Medanito, que hoy goza de capacidad ociosa e inmejorable ubicación, para transformarla rápidamente en su principal hub de tratamiento de crudo no convencional. "Está a 30 kilómetros en línea recta", explica Ponce sobre la sinergia logística que unirá a los flamantes pozos con las cañerías existentes y acortará drásticamente los gastos de transporte. El flujo conectará directamente con el oleoducto troncal de evacuación operado por la empresa Oldelval.
