Si bien cuenta con interesantes negocios de downstream tras la agrupación con Axion, Pan American Energy enfoca sus operaciones en Vaca Muerta y en el Golfo San Jorge. En la última cuenca proyecta cerrar el año con u$s 830 millones en inversiones y 220 pozos perforados, con un plan de crecimiento anual en todas las tareas.

Pan American Energy parece haber ganado, por lo menos en los últimos años, la pelea constante que tiene con Cerro Dragón. El yacimiento comenzó a funcionar en 1958 y la dueña del yacimiento era Amoco, una empresa ya extinta. Hoy es propiedad de PAE, una sociedad conformada por la británica BP y Bridas, compañía de la familia Bulgheroni y la china Cnooc.

Lo único que no se modificó en tantos años es la superficie: los superficiarios (como se denomina a los dueños de la tierra en la que las operadoras trabajan) de la zona apenas si pueden criar animales. Quizás sea por ese motivo que la geología determine que 3.000 metros en el camino el subsuelo estén cubiertos en su gran mayoría de gas y petróleo. Lo más llamativo de este contexto es que parece que los volúmenes de estos recursos se incrementan con los años a medida que la tecnología, la demanda de energía, los precios y el trabajo cada vez más experimentado y enfocado de la operadora avanzan.

La mayor parte se ubica del lado de Chubut, en el departamento Escalante, y se trata ni más ni menos del mayor yacimiento petrolero convencional en el país y el tercero en producción de gas. “En el Golfo San Jorge tenemos nuestra principal actividad con Cerro Dragón. Es un yacimiento que sigue dando muchas satisfacciones. Los reservoristas del yacimiento continúan encontrando pozos rentables”, enfatiza Danny Massacese, jefe de Operaciones (COO) de la compañía, en diálogo con Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía. Cerro Dragón produce hace cinco meses 15.000 metros cúbicos al día (m³/d) de gas y 95.000 barriles de petróleo por día con casi 3.600 pozos perforados, un movimiento de 1.340.000 y una inyección de 1.240.000 barriles de fluido por día. Es un campo altamente bajo, influencia de la recuperación secundaria que realiza PAE. “Todavía hay mucho por hacer. Pasaremos de 220 pozos terminados en 2018 a 240 en 2019, con inversiones de u$s 830 millones por año. Tenemos 1.500 pozos por perforar”, comenta Massacese.

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“Tenemos nuestra principal actividad con Cerro Dragón. Es un yacimiento que sigue dando muchas satisfacciones. Los reservoristas del yacimiento continúan encontrando pozos rentables”

Como complemento de este yacimiento, y luego del parate de la actividad motivado por la caída del precio del petróleo que produjo que las petroleras del norte de Santa Cruz frenaran la perforación de pozos masivamente, la gobernación de esa provincia adjudicó la Meseta Cerón Chico, un área donde  la empresa se comprometió a perforar dos pozos exploratorios en búsqueda de gas en 2018.Con una etapa de madurez exploratoria moderada, información disponible de once pozos y cobertura sísmica 2D, el área se encuentra en la etapa final de la registración sísmica y se están haciendo análisis para perforar rápidamente a través del pozo. “Tratamos de que los contratos de servicio tengan el foco puesto en producción y exista un bono asociado a esta temática. La productividad y la sustentabilidad son la única manera de generar fuentes de trabajo. Éste es un negocio de ganancias marginales para todos”, explica el directivo.

Importancia en el Cono Sur

Con un experimentado currículum en la industria petrolera, Massacese transcurrió los últimos seis años con constantes viajes a Estados Unidos para estudiar de forma detallada la tarea que llevan a cabo en ese país con la explotación de petróleo y gas no convencional. Es que el rol que tiene Pan American como una de las empresas privadas más importantes del Cono Sur la lleva a estar constantemente en los ojos productivos del sector: está presente en México con trabajos offshore, siendo la primera empresa privada en realizar trabajos petroleros y con perforaciones récord en el país. “Este mes se aprobó el proceso de desarrollo y empezamos los procesos de ingeniería para las plataformas y los umbilicales y la construcción de una planta de procesamiento en tierra. Esperamos concretar la primera producción en mayo de 2020. Ganamos otro bloque en la última ronda licitatoria y estamos con mucha expectativa”.

Asimismo, tiene actividad en Bolivia, donde actúa como socio de Repsol, y en la Argentina, con presencia en Neuquén y Tierra del Fuego. En estas dos provincias enfoca sus recursos en el offshore (petróleo costa afuera), shale y tight (arenas compactadas). Así surgen, por caso, las áreas Aguada Pichana Oeste y Aguada de Castro, producto de un split que realizó en Aguada Pichana, bloque originalmente operado por Total. “Allí pusimos en producción un pozo hace dos semanas que nos está dando gratas sorpresas, estamos por poner a producir un segundo y a fracturar un tercero. Alcanzaremos 1 millón de m³/d de gas en una zona donde no existía nada”, destaca el ejecutivo.

Otro yacimiento clave para la operadora es Lindero Atravesado, donde hasta el momento sólo trabajó en tight gas, pero comenzará sus operaciones en shale debido al potencial. “En la zona bajamos a la mitad nuestros tiempos de perforación, hoy producimos siete veces más que hace cuatro años y el costo por pozo mejoró en un 55%. En la medida en que transitamos la curva de aprendizaje, los costos son relativos. Tendremos que aterrizar en pozos que tengan competitividad para poder desarrollar la industria”, puntualiza Massacese.

Pero el que llama la atención en la actualidad es Coirón Amargo, un área donde a través de un pozo importante logró correr el límite productivo de la Cuenca Neuquina. “En Vaca Muerta se podrían perforar alrededor de 35.000 pozos. Esto significa una enorme oportunidad para las operadoras y las empresas de servicio”. La lista de áreas se completa con Aguada de Cánepa, en un joint venture con la empresa provincial petrolera de Neuquén (GyP) y donde tiene que derretear el terreno, San Roque, Aguada Pichana Este, Bandurria Centro y un complemento de 327.000 acres dentro de la cuenca. La lista de áreas es relevante, pero los números ponen en perspectiva el alcance actual de PAE. En 2017, tardaba 40 días en perforar un pozo a 1.900 metros; este año finalizaremos en 35 días y con mayor profundidad (2.200 metros promedio) con costos de u$s 12 millones promedio por pozo. “Fuimos capaces de mantener el costo de pozos con más fracturas y una longitud mayor a la realizada el año pasado”, señala.

En la dirección correcta

Si bien el escenario que enfrenta PAE surge positivo, el alcance que podría lograr la industria en su conjunto es mucho mayor y beneficioso para todos los actores. A entender de Massacese, es necesario alcanzar un conocimiento técnico y del reservorio que todavía la compañía no posee. “Estamos en la dirección correcta. Año a año mejoramos en eficiencia y producción, pero queda mucho por hacer. Empezamos a recorrer la curva de aprendizaje. Es una etapa muy temprana. El esfuerzo tiene que estar puesto en el trabajo mancomunado de todos los actores. YPF está más avanzada”, comenta.

En rigor, en la Argentina hay nueve equipos de fractura que pueden ser utilizados en campos no convencionales, de los cuales siete se encuentran rentados mensualmente. “Como no hay disponibilidad de los servicios, tenemos que recurrir a esa herramienta. El Gobierno tiene que ayudar para brindar estas condiciones. Hay equipos que están parados hace meses en la aduana. Necesitamos que existan más compañías de servicio para poder dedicarnos específicamente a nuestra labor: encontrar valor al yacimiento”.

Así, Pan American invierte un total de u$s 1.400 millones por año, produce 108.000 barriles de petróleo por día y casi 24 millones de metros cúbicos de gas y cuenta reservas probadas por 1.562 millones de barriles de petróleo. “En los últimos 17 años, mientras la Argentina estaba declinando su producción de petróleo, Pan American creció 24%. En 2017 se exportaron 10 millones de barriles de petróleo, de los cuales PAE fue artífice del 90%. En gas, en el mismo período produjimos 32% más, mientras el país declinó 3%”, concluye Massacese. ©

fuente revista petroquimica