PAE acelera su plan de desarrollo para alcanzar los 200.000 barriles equivalentes impulsada por Vaca Muerta y el GNL

Pan American Energy (PAE) alinea su hoja de ruta para consolidar el desarrollo masivo de sus áreas de gas y petróleo, tanto en el convencional como el no convencional, con una estrategia para llevar la producción bruta total a un horizonte de aproximadamente 200.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d).

Este volumen se integrará por una extracción diaria de entre 70.000 y 75.000 barriles de crudo y cerca de 20 millones de metros cúbicos de gas natural, lo que reafirma a la operadora como el segundo mayor productor hidrocarburífero del país detrás de YPF y el poseedor del segundo portafolio de acreaje más relevante en Vaca Muerta, sustentado por un potencial de perforación superior a los 2.000 pozos.

A diferencia de la tendencia reflejada por otros operadores seguida en la Cuenca Neuquina, la firma priorizó en una primera etapa el desrisqueo exhaustivo y la caracterización técnica de los bloques que opera. Tras haber invertido tiempo y capital sustancial en comprender el comportamiento geológico de la roca en sus siete áreas asignadas, la empresa dio paso a una aceleración de la actividad en el terreno.

En el segmento de gas natural destacan bloques clave como Aguada Pichana Oeste (APO), Aguada de Castro (ADC) y Lindero Atravesado, además de su participación estratégica en Aguada Pichana Este (APE). Respecto de la ventana del crudo, la compañía lidera las operaciones en áreas de alto potencial como Bandurria Centro, Coirón Amargo Sur Este (CASE) y Aguada Cánepa, suma a la que se incorpora Loma Guadalosa en la provincia de Río Negro, la primera concesión de explotación no convencional otorgada en esa jurisdicción.

Desarrollo y producción en la cuenca

En relación con la asociación estratégica entre Pan American Energy y Continental Resources -la compañía estadounidense fundada por Harold Hamm-, la operación implicó la cesión del 20% de la participación de la petrolera local en cuatro bloques de shale oil. Tras la aprobación de las adendas contractuales por parte de las autoridades provinciales, PAE conserva la condición de socio mayoritario y mantiene de forma exclusiva la operación técnica de todos los yacimientos. El entendimiento apunta a acelerar el ritmo de desarrollo y derisqueo en la cuenca, integrando la experiencia del principal productor privado de shale de Estados Unidos.

Actualmente, la compañía argentina cuenta con cuatro equipos de perforación activos dedicados al desarrollo shale, dos rigs orientados a la extracción de gas para asegurar el ramp-up proyectado y abastecer los desarrollos exportadores, y otros dos dedicados a la producción no convencional de petróleo. Este esquema busca alimentar las plantas de tratamiento en superficie, desde las cuales el crudo procesado se volcará al mercado local y a las plataformas de exportación que se conectarán con el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS).

El eje clave para monetizar las reservas de shale gas de Vaca Muerta radica en el desarrollo del mercado global de Gas Natural Licuado (GNL), liderado por el consorcio Southern Energy, que integran como socio técnico la noruega Golar, junto a YPF, Pampa Energía y Harbour Energy. El proyecto prevé contar con dos buques licuefactores con una capacidad de producción anual de 6 millones de toneladas anuales.

En un año, estará frente a las costas de Río Negro el primero de esos buques, el Hilli Episeyo (de la firma Golar) que acaba de partir de su destino operativo en África hacia Singapur donde hará trabajos de mantenimiento y modernización antes de encaminarse hacia el Atlántico Sur. Esta unidad se conectará de manera directa con el gasoducto San Martín mediante un tendido de corta distancia, permitiendo exportar la primera molécula de gas licuado del país.

El proyecto prevé un gasoducto dedicado -bajo el consorcio San Martín Pipeline- que avanza con el project finance que se espera definir para los próximos meses con un pool de entidades financieras internacionales, lo que permitiría cubrir la inversión estimada en unos u$s1.300 millones para el tendido del ducto. Pero su construcción ya comenzó con el despliegue logístico y territorial que permitirá conectar la Cuenca Neuquina con la costa de la provincia de Río Negro.

Las empresas constructoras ya iniciaron los trabajos preliminares y el movimiento de suelo en el trazado de aproximadamente 480 kilómetros que conformará el gasoducto dedicado. Este ducto resulta indispensable para abastecer de forma continua a las unidades flotantes de licuefacción (FLNG) y sostener el esquema de exportación durante todo el año.

Avanza el esquema de exportación

Fuentes de la empresa informaron a Mejor Energía que en materia de insumos, agosto marca el inicio del arribo de la primera tanda de los caños de acero suministrados por la firma india Welspun Corp. La compañía adjudicataria -que se impuso en la compulsa internacional con una oferta cercana a los US$ 200 millones a otros fuertes oferentes como el grupo nacional Techint- comenzará con el despacho marítimo de las tuberías requeridas para completar el tendido.

La comercialización inicial del proyecto registró una elevada demanda internacional. El primer tramo de exportación (equivalente al 30% de la capacidad operativa) fue adjudicado a través de un contrato a 8 años con la firma SEFE (Securing Energy for Europe), la compañía estatal alemana constituida para asegurar el abastecimiento de gas natural en Europa Central. De este modo, el gas extraído en la Cuenca Neuquina llegará a industrias y hogares en Alemania hacia fines de 2027.

En forma simultánea, la empresa mantiene en curso la licitación para la adjudicación del segundo tramo de su oferta disponible de GNL, orientado a colocar hasta el 80% de la capacidad restante. La compulsa actual registra más del doble de oferentes respecto de la primera etapa, incorporando un marcado interés de compradores asiáticos procedentes de China, Japón y Corea del Sur.

Más allá de Vaca Muerta, la compañía busca transferir su experiencia técnica hacia otras cuencas del país. La iniciativa se centra en la formación Pozo D-129, dentro del yacimiento Cerro Dragón en Chubut, donde se apunta a validar un nuevo desarrollo no convencional.

Las tareas exploratorias ratificaron la presencia de parámetros clave: sobrepresión, espesor de roca y elevado contenido orgánico. Tras un pozo exploratorio horizontal inicial que arrojó una producción de 70.000 metros cúbicos diarios de gas mediante 4 de sus 25 etapas de fractura, la operadora ejecutó un segundo ensayo que verificó mejores condiciones geológicas.

A fines del presente año se perforará un nuevo pozo horizontal que será fracturado en el primer trimestre del año entrante para delimitar el potencial productivo. La ventaja de la formación D-129 reside en su cercanía con la infraestructura de superficie ya desplegada y su proximidad al mar y al gasoducto San Martín, lo que reduce costos logísticos entre 1 y 1,5 dólares por millón de BTU en comparación con la Cuenca Neuquina.