PAE avanza con sus inversiones en la cuenca neuquina

Danny Massacese, Chief Operating Officer (COO) de PAE, la mayor petrolera privada de la Argentina, analizó la situación de la formación Vaca Muerta y la incursión de la compañía en los yacimientos no convencionales.

Massacese es una pieza central del desarrollo de la petrolera en Vaca Muerta. Su carrera profesional, lo llevó a vivir en Estados Unidos, donde fue partícipe de la explotación de distintos campos de shale. «Operé con el shale gas de Haynesville y con el tight gas de Cotton Valley. También me desempeñé en evaluaciones de proyectos para operaciones en Eagle Ford y en Marcellus», detalló en declaraciones al portal Econojournal.

A su entender, las soluciones que se implementan en Norteamérica son las mismas que se aplican acá. “Nuestra industria necesita seguir mejorando la disponibilidad, calidad y precio de los servicios en general, que es muy distante de la ofrecida en Estados Unidos, donde hay provisión a mucha mayor escala. Aquí falta el equipamiento adecuado para alcanzar las profundidades que requieren los pozos, como por ejemplo motores de fondo, unidades de coiled tubing, y también falta el suministro de materiales en tiempo y forma acorde con las necesidades”, dijo.

“Somos de los más agresivos en cuanto a la cantidad de arena que ponemos (bombeamos 22 sacos por cada pie de lateral, contra un promedio de 19 en Estados Unidos y de 18 en la industria argentina)”, indicó.

“Con respecto al espaciamiento entre fracturas, estamos en un nivel parecido al norteamericano, de 83 pies por etapa. La idea es continuar testeando todas las tecnologías disponibles, entendiendo que la productividad de los pozos está asociada a una reducción en el espaciamiento entre fracturas y a un aumento en la cantidad de arena utilizada”, agregó.

Danny Massacese reiteró la apuesta de PAE a Vaca Muerta y lamentó que la Resolución 46-E (de planes estímulo para nuevos desarrollos de gas) no incluyera a los yacimientos que tienen un nivel de producción consolidado y que se han desarrollado en los últimos años.

Consultado sobre los avances en el yacimiento de shale oil en Bandurria, Massacese manifestó que “venimos probando distintas alternativas allí. Estamos alargando la longitud de pozos (empezamos con perforaciones de 1.500 metros y estamos perforando pozos de 2.000 y 2.500 metros), testeando distintos tipos de completaciones, desde camisas deslizables por coiled tubing, otras activadas por bola –sin omitir la tecnología Plug & Perf–, y evaluando los diferentes resultados. A mitad del año que viene, consolidaremos un modelo específico de desarrollo”, dijo.

En referencia a Aguada Pichana Oeste (APO) y Aguada de Castro (ACAS), el COO de PAE aclaró que si bien son dos concesiones distintas, las consideran como una sola. “Ya comenzamos a perforar el primer pozo. Tenemos el compromiso de producir gas para febrero o marzo, a más tardar. Se trata de un proyecto piloto que en principio tiene dos años para llevarse a cabo”, indicó.

“En APO estamos cambiando el diseño de los pozos, vamos a perforar la sección lateral con 8,5 pulgadas y entubar con casing de diámetro mayor que el que estamos utilizando actualmente. Probaremos un sistema de Plug & Perf con poco espaciamiento de fracturas, altos caudales de inyección y altos volúmenes de arena”, dijo.

“En lo que queda de este año y en 2018, perforaremos ocho pozos; en algunos de ellos registraremos perfiles y cortaremos coronas para determinar las mejores zonas a desarrollar a partir de la integración de los datos del reservorio y los datos sísmicos. Con el resultado de los primeros cuatro pozos, a mediados del año que viene tomaremos la decisión de lanzar el proyecto de facilities asociadas. Para los pozos de 2.000 metros, con una terminación de 80 fracturas, estimamos un costo en el orden de los u$s 11 millones, y el objetivo es reducirlo al menos un 10% en el transcurso del año que viene (para estar cerca de u$s 10 millones a fines de 2018)”, señaló.

Consultado sobre el rédito de los proyectos con el actual valor del petróleo, Massacese explicó que “hay que tener en cuenta dos variables: el costo de los pozos y la producción. Creemos que un barril a u$s 60 es aceptable. También hay que tener la capacidad de administrar perfectamente el lifting cost”, dijo.

“En Lindero necesitamos reservas por pozo de al menos 4 a 6 BCF (en función de que se trate del área oriental u occidental del campo), en APO aspiramos a pozos de al menos 9 BCF (con producciones iniciales de entre 350.000 y 400.000 m3 diarios). Hay mucha heterogeneidad del reservorio y por ende de pozo a pozo, pero ése es el promedio económicamente viable”, explicó.

“En el caso de Bandurria, en tanto, estamos entre los 550.000 y los 600.000 barriles de petróleo equivalente. De ese volumen, un 70% u 80% es petróleo, y el resto es gas asociado”, indicó. (Vaca Muerta News)