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29 septiembre, 2022
Petróleo y Gas

El plan de PAE para desarrollar masivamente petróleo en Vaca Muerta

La empresa junto a sus socias Centaurus Energy y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) busca avanzar con la perforación en un área en Neuquén.

El consorcio liderado por Pan American Energy (PAE) deberá invertir unos 150 millones infraestructura en los próximos dos años para poder acelerar el desarrollo masivo de su área no convencional de petróleo Coirón Amargo Sureste (CASE) en la formación Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén.
La UTE entre la empresa de la familia Bulgheroni (55%), la canadiense Centaurus Energy (35%) y a Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) (10%), ha tenido que desacelerar el ritmo de perforación que tenía pensado realizar debido a la falta de capacidad de tratamiento con el que cuenta en la actualidad, sumado a la escasez de equipos disponibles en el mercado para llevarlos a cabo.
“No pudimos hacer más pozos este año por la falta de infraestructura para procesar más crudo que lo que producimos actualmente”, afirma una fuente cercana a la compañía que pidió mantenerse en el anonimato.
La UTE está operando con una Early Production Facility (EPF) que empezó a funcionar este año y que cuenta con una capacidad para tratar un total de 1.000 metros cúbicos por día (m3/d) de petróleo.
Por el momento, CASE está produciendo un promedio 376,97 m3/d de crudo y 16.495 m3/d de gas natural, según datos de la Secretaría de Energía de la Nación. Sin embargo, el consorcio espera duplicar estos volúmenes el próximo mes y alcanzar niveles de 700-800 m3/d. con lo que casi colmará la capacidad de su infraestructura actual.
La UTE está pleno proceso de completación de los 3 pozos con 50 etapas de fractura cada uno que ya perforó este año y espera que entren en operación para el 15 de septiembre, explica la misma fuente.
Originalmente, el consorcio estimaba que estarían en funcionamiento para julio-agosto, pero los retrasos provocados por la pandemia y por las empresas de servicios hizo que tuvieran que atrasarse un poco.
“Todavía no salimos de la pandemia y hay una gran afectación en parte de la dotación de equipos y servicios afectados por el COVID. Se reduce mucho las posibilidades de acceder a nuevos equipos poder reaccionar mucho más rápido como uno quisiera, sacando provecho a los precios del petróleo que hay en este momento”, explica Danny Massacese, gerente de Upstream de PAE, en las jornadas de energía organizada por el diario Río Negro.
El plan original de la compañía incluía perforar entre 10 y 12 pozos por años con un equipo si se daban las condiciones del mercado, como efectivamente terminó ocurriendo con el crecimiento del precio del petróleo.
Como informó Desarrollo Energético, la UTE precisa que el precio del Brent esté como mínimo a 45 dólares por barril para que CASE sea rentable ya que su punto de equilibrio se encuentra en los 30 dólares, debido a que el Medanito que produce se paga con un descuento de entre 12 y 15 dólares por calidad. En la actualidad, el crudo cotiza a 66,39.
A esto, hay que sumarle lo que generen los 2 pozos que PAE está perforando en el área Aguada de Cánepa con el mismo equipo que utiliza en Coirón Amargo Sureste para cumplir con el acuerdo firmado con GyP a comienzos de año, que incluye fracturar un total de 30.000 metros horizontales en la etapa piloto.
Esto equivale a realizar unos 10 pozos en esa fase durante los próximos cinco años ya que la compañía aspira a “llegar a realizar unos 3.400 metros horizontales en cada uno”, explica la fuente.
Además, de la falta de equipos de perforación y completación el otro inconveniente que está enfrentando el consorcio es la limitación para el tratamiento del crudo que produce en la Central Processing Facility (CPF) de Royal Dutch Shell en Sierras Blancas, que cuenta con una capacidad de 30.000 barriles de petróleo al día (bped).
“Tenemos firmado un acuerdo con Shell para procesar más, pero ellos no pueden recibir más porque están con algunos inconvenientes en su planta de tratamiento”, explica la misma fuente.
Desde la empresa angloholandesa, sostienen que esta situación estaba prevista dentro de su cronograma ya que se debe a los procesos propios de la puesta en marcha de la CPF, que incluye la verificación de cuestiones de seguridad, lo que está haciendo que funcione en forma más lenta que lo que su capacidad le permite.
El acuerdo con Shell es transitorio ya que el consorcio planea desarrollar su propia infraestructura para procesar la producción tanto de CASE como la de Aguada de Cánepa y evacuarla directamente hasta el troncal que Oleoducto del Valle (Oldelval).
Para esto, la UTE ya llamó a una licitación privada para la construcción de sus plantas de tratamiento de petróleo, gas y agua dentro de su bloque y un gasoducto para evacuar los generado hasta Loma La Lata.
Las instalaciones tendrán en una primera etapa una capacidad de 10.000 m3/d y llevará cerca de dos años para estar operativas. Su desarrollo requerirá de una inversión aproximada de 120 millones de dólares.
“El objetivo es empezar con las obras el año que viene, pero aún no está aprobado el financiamiento ya que la empresa también tiene otros centros importantes para invertir, como en la cuenca del Golfo de San Jorge”, explica la misma fuente.
Para cuando estas plantas estén terminadas, el consorcio precisará que esté concluido también el oleoducto de 16 pulgadas y 105 km de largo que Shell está comenzando a construir entre sus CPF en Sierras Blancas y Allen.
“Nuestra situación va a mejorar cuando esté terminado el oleoducto que va a construir Shell para conectar la planta con el troncal de Oldelval en Lago Pellegrini, donde tenemos una participación del 25%”, resalta la fuente.
El nuevo ducto tendrá una capacidad total de transporte de 120.000 boed (20.000 m3/d) y su desarrollo requerirá de unos 18 meses de construcción. La obra fue adjudicada al consorcio entre Techint e Ingeniería SIMA y podría estar terminada para el cuarto trimestre de 2022.
Los trabajos requerirán de una inversión cercana a los 105 millones de dólares, que serán aportados un 60% por Shell (63 millones), el 25% por PAE (26 millones) y un 15% por Pluspetrol (16 millones), ya que cada una cuenta con esa participación en el proyecto.
En el último año, la UTE PAE-Centaurus Energy-GyP invirtió cerca de 27 millones de dólares para la construcción de otro oleoducto de 8 pulgadas y una capacidad de transporte de 2.000-3.000 m3/d para conectar CASE y Aguada Cánepa con la CPF de la empresa angloholandesa para tratar lo producido en el área.

Los planes de PAE
La compañía viene trabajando junto a sus socios en el desarrollo masivo de CASE desde hace un par de años, a medida que fue avanzando con las cinco etapas de su programa piloto.
Como informó Desarrollo Energético, el plan incluye perforar cerca de 400 pozos hasta 2034, cuando concluye la concesión, de los cuales unos 100 serían realizados durante los primeros ocho años de trabajo.
Para esto, requerirá de una inversión total de, al menos, 4.000 millones de dólares, de los cuales cerca de 1.000 millones deberán desembolsarse durante la etapa inicial del proceso.
En el mejor de los casos, el consorcio podría llevar a cabo como máximo 40 por año si contara con entre 4 y 5 sets sólo para el área. Sin embargo, todo esto dista mucho de poder concretarse en la situación actual debido a los problemas de evacuación y de provisión de servicios.
“Necesitamos levantar la cantidad de sets de fractura que hoy son nuestro verdadero cuello de botella y poder acceder a servicios por parte de las compañías de servicio para poder crecer – destaca Massacese en el mismo evento -. No hay equipos disponibles. Están tomados todos los sets por las distintas operadoras. No alcanza con la cantidad de sets para satisfacer la demanda de equipos de fractura a nivel país”.
El objetivo de PAE es perforar entre 39 y 40 pozos durante 2022 en la cuenca con los cuatro equipos y un set de fractura con los que cuenta para los cinco bloques de petróleo y gas que opera en la zona.
Este año, la compañía espera terminar con un nivel de entre 26 y 29, superando los 6 que realizó en 2020 y los 8 que pudo completar en medio de la cuarentena, muy por debajo de sus metas originales que eran de 15 y 19 respetivamente.
Dentro de estos planes, el consorcio analiza llevar adelante entre 3 y 6 pozos en CASE, “ya que no hay más capacidad de tratamiento y evacuación”, explica la misma fuente. Sin embargo, destaca que aún el programa 2022 no fue aprobado por el Directorio.
Esto implicaría una inversión de entre 30-33 y 60-66 millones de dólares, ya que actualmente sus costos de perforación se encuentran entre los 10 y 11 millones de dólares cada uno.
CASE cuenta con un total de reservas probadas netas de 19,80 millones boed, de los cuales 5,20 millones son de petróleo y 5.100 pies cúbicos (bcf) de gas natural, al 31 de diciembre.

Por Hernán Dobry

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