Pan American Energy (PAE) tiene planeado invertir unos $ 150 millones en infraestructura en los próximos dos años para poder acelerar el desarrollo masivo de su área no convencional de petróleo Coirón Amargo Sureste (CASE) en 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, y la escasez de equipos disponibles en el mercado para llevarlos a cabo.
La UTE está operando con una Early Production Facility (EPF) que empezó a funcionar en el 2021 y que cuenta con una capacidad para tratar un total de 1.000 metros cúbicos por día (m3/d) de petróleo y 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.
Actualmente está en pleno proceso de completación de los 3 pozos con 50 etapas de fractura cada uno que ya perforó en el 2020 y espera que entren en operación para el 15 de septiembre. En principio, 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-19. 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”, señaló 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 año con un equipo si se daban las condiciones del mercado con el crecimiento del precio del petróleo.
Para optimizar su rentabilidad, la UTE precisa que el precio del Brent esté como mínimo a US$ 45 por barril para que sea rentable ya que su punto de equilibrio se encuentra en los US$ 30, debido a que el Medanito que produce se paga con un descuento de entre 12 y 15 dólares por calidad.
Por otra parte, PAE está perforando 2 pozos 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”, se informó en la nota de Hernán Dobry para el portal Desarrollo Energético.
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 operan 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, se informó.