La compañía petrolera logró reducir 53% en los últimos 24 meses el costo de sus pozos para producción no convencional en el área de Lindero Atravesado, en el yacimiento de Vaca Muerta, lo que le permitió multiplicar por seis su producción en su concesión.
“En Lindero Atravesado hemos sido capaces de reducir un 53% el costo de los pozos en dos años, y fuimos capaces de multiplicar la producción por 7 veces”, enfatizó el COO -Chief Operating Officer, de Pan American Energy (PAE), Danny Massacese, al explicar que la reducción de costos se logró a partir de una optimización de los recursos y las técnicas en el terreno.
El ejecutivo señaló luego que la compañía este año culminará con una inversión que superará los 1.200 millones de dólares destinada a la producción de gas y petróleo, de los cuales 400 millones corresponden a su participación en Vaca Muerta.
“En Lindero Atravesado hemos sido capaces de reducir un 53% el costo de los pozos en dos años, y fuimos capaces de multiplicar la producción por 7 veces”, enfatizó el directivo al explicar que la reducción de costos se logró a partir de una optimización de los recursos y las técnicas en el terreno.
De esta manera, PAE acompaña el desempeño de la industria en Vaca Muerta con un promedio de costo por pozo en torno a los 10 millones de dólares, a excepción de la pionera en el terreno que es YPF, la cual anunció este año que alcanzó a perforar pozos por debajo de los 8 millones de dólares, lo que le permite equipararse a los menores desempeños de los yacimientos no convencionales de Estados Unidos.
En ese sentido, Massacese precisó que los ingenieros de PAE lograron “mejorar la performance de los equipos de drilling (perforación) y pasar de un desarrollo de hace dos años de 0,5 pozos por mes al actual 1,1 en pozos de iguales características de 4.200 metros de profundidad de tight gas, con una mejora de eficiencia notable”.
La mejora de los trabajos y en consecuencia “la baja notable de los costos” se logró a través de un conjunto de factores que incluyen la incorporación de equipos nuevos de mejor tecnología como las estructuras de perforación mediante plataformas deslizables (walking system), el cambio del sistema de lodos al pasar del modelo a base agua a base aceite.
También logró reducción de costos con el cambio de arenas utilizadas en el fracking, la utilización del sistema sliding sleeves en la etapa de fractura, el cambio productivo hacia la perforación de pozos múltiples hasta una modificación en la gestión de compras de productos de uso masivo.
“En Lindero Atravesado tenemos dos áreas donde perforamos pozos de hasta 4.500 metros de profundidad, y este año nos atrevimos a un pozo horizontal de 1.000 metros de rama a 4200 de profundidad”, agregó también el COO de PAE al anticipar que analiza con su socio YPF un nuevo tipo de pozo “para intentar mejorar aún más la productividad”.
En cuanto a la producción, PAE en Lindero Atravesado alcanzó en abril unos 3.337 millones de metros cúbicos de gas diarios, la más importante de la empresa en no convencional, mientras que en convencional su mayor producción proviene de Anticlinal Grande, del complejo Cerro Dragón, donde produjo en el mismo mes uno 7.941 millones de metros cúbicos.
“Estamos en pleno proceso de estudio y es perforable la roca tal como lo venimos realizando. Y es parte de lo que viene en tight gas para mejorar la productividad de algunos reservorios con la utilización de pozos horizontales”, enfatizó el jefe operativo de PAE.
En materia de la participación en la explotación de no convencionales de Vaca Muerta, PAE actúa como operadora en las áreas de Lindero Atravesado, Bandurria Centro, Coirón Amargo, Aguada Cánepa y como socia en Aguada Pichana y San Roque, segmento en el que lleva invertidos 1.400 millones de dólares desde 2012 y esté año destinará otros 400 millones para la Cuenca Neuquina.
Precisamente en uno de esos pozos, en Bandurria, Massacese explicó que PAE está haciendo pozos de 2.000 a 2.500 metros horizontal como parte del proceso que están realizando todas las operadoras en Vaca Muerta, aunque advirtió que “más largo no quiere decir mejor”.
“Hay que buscar la fórmula que aplique al desarrollo correctos de estos campos, en cuanto a la extensión y en la cantidad de fracturas por cada una de ellas”, indicó el directivo de la segunda petrolera en producción del país que utiliza 60, 80 y hasta 100 etapas de fractura en sus operaciones no convencionales.
Pero el directivo también resaltó la expectativa que la compañía tiene en la formación geológica de Los Molles del Grupo Cuyo, de unos 4.000 a 5.000 metros de profundidad, ubicada por debajo de la formación de Vaca Muerta que se encuentra a unos 3.000 metros, y que podría tener un potencial similar al que es conocido mundialmente.
“En Los Molles tenemos mucha expectativa con un pozo en particular que decidimos posponerlo para el año próximo por la falta de BOP (una válvula de extremo de pozo) y hay que entrar con todos los fierros adecuados”, afirmó Massacese.
El directivo de PAE estimó que en Los Molles podría albergar unos 3.900 pozos, de acuerdo con el conocimiento que se tiene al presente de la formación, mientras que para Vaca Muerta podrían entrar entre 35.000 y 40.000 pozos.
En la actualidad se estima que el 20% de la producción de petróleo de la Cuenca Neuquina viene de los proyectos de shale y un 41% de la producción de gas de los no convencionales de Vaca Muerta.
En off shore PAE es operador con las empresas Total y Wintershall en el yacimiento austral de Vega Pléyade, proyecto que duró 30 meses de desarrollo, con una inversión de casi mil millones de dólares y que en la actualidad inyecta al sistema el 8% del consumo nacional.
