Massacese: “La industria necesita mejorar la disponibilidad y los precios de los servicios”


El que termina fue un año lleno de desafíos para el COO de PAE, con un hito climático que afectó severamente la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge: las terribles inundaciones que en abril destruyeron más de 2.000 casas y caminos e infraestructura de todo tipo en Comodoro Rivadavia, la ciudad donde la empresa tiene su búnker operativo y su yacimiento estrella, Cerro Dragón. En este marco, el Chief Operating Officer COO de PAE, Danny Massacese, anticipó la perforación de 200 pozos en Cerro Dragón e importantes inversiones en la Cuenca Austral y Vaca Muerta, donde la innovación tecnológica es clave. También observa con optimismo el escenario local, apalancado por la mejora del precio internacional del crudo.

En este sentido, señaló que “por cuestiones climáticas estuvimos semanas sin prácticamente poder operar los equipos (de perforación, de workover y de pulling), lo cual retrasó la ejecución de las tareas. Hacia fin de año estamos en un proceso de franca recuperación; en un primer momento la prioridad fue mantener el sistema de inyección de gas y la producción de petróleo».

El principal trabajo desarrollado para sortear los inconvenientes, explica, consistió en recuperar la red vial interna de Cerro Dragón, que había quedado inutilizable. “En algún momento también padecimos la falta de acceso al campo por restricciones en la red vial provincial. No se podía circular entre Comodoro Rivadavia y Sarmiento. Tuvimos que operar en modo de contingencia con un centenar de personas pernoctando en el campo, con el principal objetivo de controlar la seguridad de las instalaciones y minimizar cualquier impacto que pudiera producirse”, recuerda en diálogo con Revista TRAMA.

Estas incidencias impactaron sobre el pronóstico de producción que la petrolera había elaborado a fines del año pasado. “Pero nuestra recuperación en los últimos meses nos permitió alcanzar los niveles previstos para esta época del año (no así la anual). En cuanto al nivel de actividad, excedimos el presupuesto para el año, al completar 190 pozos frente a los 174 programados”, puntualiza.

Actualmente Cerro Dragón alcanza los 15.000 MMm3/d de producción de petróleo y 9 MMm3/d de gas, de los cuales 5,2 millones son inyectados a los gasoductos General San Martín y Patagónico.

“Es importante mencionar que, a partir de los acuerdos con los sindicatos de Santa Cruz, promovimos la activación de una nueva unidad de pulling y el mejoramiento de la productividad, que han permitido recuperar un nivel de producción de 680 m3 diarios en el Distrito IV, conformado por los yacimientos Piedra Clavada y Koluel Kaike”, añade.

Experiencia internacional

Además de seguir invirtiendo en Cerro Dragón, el mayor yacimiento petrolero del país, PAE está incursionando fuertemente en el negocio de los yacimientos no convencionales de la Cuenca Neuquina, sin descuidar sus proyectos offshore de la Cuenca Austral. La apuesta en Vaca Muerta es importante, y Massacese es una pieza central en ese desarrollo. Su carrera profesional, siempre en la industria hidrocarburífera, 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”, detalla.

A su entender, las soluciones que se implementan allá 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”, advierte.

PAE está implementando soluciones bastante similares a las que se aplican en Norteamérica. “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). 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”, puntualiza.

Al ser consultado sobre si aún existen oportunidades en el Upstream argentino, aclaró que “así es, tanto a nivel convencional como no convencional. En el primer rubro, para el año que viene tenemos prevista la perforación de 200 pozos en Cerro Dragón con 13 equipos de perforación, al menos 16 equipos de workover y 14 equipos de pulling trabajando todos los días. En cuanto a los recursos no convencionales, las mayores oportunidades seguirán estando en Vaca Muerta. Lamentablemente, la Resolución 46-E no incluye los yacimientos que tienen un nivel de producción consolidado y que se han estado desarrollando en los últimos años”.

Asimismo, aclaró que las últimas novedades en el yacimiento de shale oil Bandurria son: “Venimos probando distintas alternativas allí. Estamos alargando la longitud de pozos (empezamos con perforaciones de 1.500 metros y hoy 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”.

Con respecto a los yacimientos Aguada Pichana Oeste (APO) y Aguada de Castro (ACAS), comentó que “si bien APO y ACA son dos concesiones distintas, nosotros las consideramos una sola. Su integración inteligente hará posible soportar los costos de las facilities. 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”.

“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)”, expresó en diálogo con Econojournal.

Por otro lado, explicó si son redituables los proyectos con el actual valor del petróleo. “Para contestar eso 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”.

“Mientras que 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”, aseveró.

“En 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”, aseguró.

A su vez, destacó los planes de PAE para la Cuenca Austral: “Allí somos parte interesada en la evolución del proyecto Fénix, que en 2018 entrará en su fase de ingeniería y desarrollo. Para 2020 está prevista la perforación de los dos primeros pozos”.

“Si bien estamos desarrollando horizontes convencionales, también estamos yendo a buscar gas más profundo, a la formación D-129, y tenemos yacimientos que producen con el 50% de CO2 (hemos convertido nuestras turbinas de generación para aprovechar ese fluido). Por otro lado, estamos finalizando la instalación de un ciclo combinado que añadirá 80 megawatts (Mw) al sistema”, recordó.

Finalmente, Massacese concluyó que “en Bolivia formamos parte del consorcio Caipipendi, operado por Repsol. En estos momentos estamos perforando un nuevo pozo exploratorio con la formación Huamampampa como objetivo. En México estamos presentes en el bloque Hokchi. Habíamos acordado perforar cuatro pozos y finalmente terminamos haciendo cinco. En estos momentos estamos finalizando la modelización del reservorio y presentando ante las autoridades mexicanas nuestro plan”.

 

 

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