Pan American Energy (PAE) tiene planeado 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 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.

La UTE está 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. 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 años 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 45 dólares por barril para que 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.

Por otra parte, PAE está perforando 2 pozosen 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.

A la falta de equipos para seguir perforando, el otro inconveniente que enfrenta la UTE 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”.

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) y lo hará con 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.

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.

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, se informó.