Massacese, el geólogo nacido en Esquel y director de PAE: "Soy un inconformista por naturaleza"Danny Massacese, director de PAE, aseguró que la compañía está desarrollando su actividad con un 70% de los equipos que tenía en funcionamiento antes de la pandemia en Chubut y la Cuenca del Golfo San Jorge, marcando el rumbo de la reactivación de la industria.
Pese al paso de los años, Cerro Dragón sigue siendo el yacimiento estrella de PAE, gracias a la incorporación de tecnología y a la forma en que los profesionales de la empresa aprovecharon esas innovaciones y las potenciaron. Ni siquiera la pandemia frenó al campo, que fue uno de los primeros en mostrar signos de reactivación. Cuál es el «cambio total» que propone la reestructuración del negocio de upstream que emprendió la compañía.
La pandemia de coronavirus forzó a fines de marzo la paralización casi total de la industria petrolera. En Cerro Dragón, el mayor yacimiento de crudo del país, siguieron activos los equipos de pulling. Sin embargo, a mediados de junio, ya con los primeros signos de reactivación, Pan American Energy (PAE) levantó 15 equipos de workover y una unidad autónoma de fractura y reparación de pozos. Pese a ser un campo que comenzó a explotarse en la década del 50, pareciera que siempre encuentra la manera de reinventarse, aun en las condiciones más adversas.
Geólogo, nacido y criado en Esquel, está a cargo de las operaciones de PAE desde 2014. Se mostró cauto, aunque positivo, de cara al escenario incierto que tiene por delante la industria energética. Además, expuso los lineamientos generales de la reestructuración del área de Upstream que está implementando la empresa. En una entrevista a fondo, repasó los fundamentos que explican la reactivación de la actividad en el Golfo San Jorge, que no hace más que poner en evidencia la resiliencia de la cuenca para recuperarse antes que otras de una crisis inédita.
«Hemos activado seis equipos de perforación y uno más que opera durante un tiempo acotado. El plan para este año es perforar 136 pozos con estos seis equipos de perforación: cinco de 1.000/1.500 HP y uno que perfora la sección superficial», adelantó.
¿Cuáles fueron las medidas que llevó a cabo la compañía ante el panorama del COVID-19?
-El 19 de marzo, cuando se declaró el aislamiento por la pandemia, tomamos la decisión de adecuar toda la actividad excepto los equipos de pulling, que continuaron trabajando durante todo el período. Al ser declarada actividad esencial la industria petrolera, decidimos mantener estos equipos en funcionamiento para evitar la parálisis de la producción en Cerro Dragón, ya que teníamos asumidos compromisos internos y externos de exportación. También, quedaron activados varios de los servicios mínimos de operación y mantenimiento, para garantizar la logística y asegurar el suministro de materiales a los equipos de pulling. Ante un panorama tremendamente incierto, decidimos que era la mejor estrategia para preservar la salud de la gente y las operaciones de la empresa.
Durante mayo, con algunos síntomas de recuperación, calculamos que en junio íbamos a volver con la actividad de equipos de workover, aunque no todos los que teníamos, sino los que nos permitía este nuevo escenario de precios. Así fue como, a mediados de junio, se levantaron los 15 equipos de workover que están operando actualmente y una unidad autónoma de fractura y reparación de pozos. En cuanto a workover, este es el programa de equipos que vamos a mantener hasta fin de año.
¿Luego reactivaron las operaciones de perforación?
-Sí. Observando una tendencia positiva en cuanto a la recuperación del precio del barril, sumado a los compromisos con el exterior a valores que estaban razonablemente bien, decidimos volver a la actividad de perforación. Al principio, pensábamos hacer parte de los pozos y completar el resto el año que viene, porque teníamos un serio problema de caja. Sin embargo, con el paso del tiempo, creímos más conveniente llevar adelante la terminación de la totalidad de los pozos, sobre todo para minimizar costos improductivos. Hemos activado seis equipos de perforación y uno más, que opera durante un tiempo acotado.
El plan para este año es perforar 136 pozos con estos seis equipos de perforación: cinco de 1.000/1.500 HP y uno que perfora la sección superficial. También, decidimos activar muchos de los frentes de construcciones para el tendido de líneas de conducción y líneas eléctricas, y la adecuación de instalaciones de producción y construcciones de nuevas baterías. Retomamos el sendero pre-pandemia con inversiones enfocadas en los aspectos productivos.
¿Cuál es la visión sobre los costos?
-Los costos que tiene PAE en líneas generales le permiten -dentro de los escenarios de precios actuales- mantener un nivel de actividad equivalente al que estamos teniendo. En la medida en que se consolida el precio del barril de petróleo, nosotros podemos pensar en una actividad mayor, que es fundamental para la salud de nuestra compañía en tanto necesitamos el suministro de petróleo Escalante para la refinería de Axion, y requerimos, también, dar respuesta a la exportación de crudo que hacemos de forma periódica y sistemática desde hace muchos años.
¿La decisión de operar en condiciones inciertas puede leerse como una apuesta cultural y organizacional de la empresa? ¿Qué gastos improductivos implicaba el hecho de no reactivar?
-En principio, hicimos un buen trabajo con los gremios. La propuesta fue la siguiente: nosotros vamos a levantarun nivel de actividad y ustedes tienen que acceder a un esquema de rotación para tratar de contener y resguardar a la mayor cantidad de gente que forma parte de la industria. Entonces, todo el mundo puso algo: nosotros pusimos en marcha la actividad, las empresas de servicio se sacrificaron para mantenerse activas y el sindicato accedió a implementar esquemas de trabajo distintos. Todo esto permitió que la gran mayoría permanezca activa y se volvió un sistema más solidario que lo que había en el anterior contexto de pleno empleo.
Hoy, parte de la actividad está sostenida por el sindicato, donde los trabajadores aceptan un esquema particular de suspensión temporal por mes muy cortito, pero que distribuye la actividad entre todos los actores del gremio.
¿Existe en la Cuenca del Golfo alguna dinámica particular para que la necesidad de que todos pongan un poco se entienda y se aplique con mayor facilidad que en otras cuencas?
-Creemos en el diálogo con los sindicatos y las empresas de servicios. Somos muy pragmáticos en eso. Nos proponemos no hacer nada de manera compulsiva. En todos lados, hay puntos de encuentro en los que uno puede trabajar y hay intereses comunes a todas las partes, incluyendo la política y la comunidad. Cuando detectamos los puntos de encuentro, trabajamos sobre ellos y llegamos a determinados acuerdos. Si bien la situación trae aparejados algunos costos extra, estamos dispuestos a absorberlos en la medida en que no se cambien los niveles de productividad, que los metros perforados por día sean equivalentes a los que teníamos anteriormente y que se siga poniendo foco en la productividad y la eficiencia.
¿Cuáles son los desafíos en materia de productividad y eficiencia operativa?
-Uno de los grandes desafíos es el rearmado y la adecuación de los contratos para que incorporen los temas de productividad y eficiencia. No pensamos que las penalidades sean buenas para mejorar las relaciones. Entendemos que, en la medida en que se trabaje y disminuyan los costos, se incrementa la actividad y eso resulta beneficioso para todos. A modo de ejemplo: en 2015, perforábamos 106 metros por día como promedio de todos los equipos que teníamos; hoy estamos en 167 metros por día y venimos mejorando todos los años entre un 15% y un 20%.
¿Es una cuestión de organización o tiene que ver con un salto tecnológico?
-Ambas. Hay una organización interna distinta y un salto tecnológico. Por un lado, hay una alineación de los intereses de las compañías de servicios y los sindicatos con los intereses de PAE. Por el otro, en cuanto a la innovación tecnológica, todos nuestros equipos están dotados de tecnologías cada vez más seguras. Además, adaptamos los aparatos para que desarrollen una actividad cada vez más eficiente. En 2015, el tiempo de movimiento por equipo demoraba entre 85 y 90 horas. Hoy, estamos entre 35 y 37 horas por equipo. La clave está en sostener y mejorar los costos para seguir invirtiendo.
En la Cuenca del Golfo, se reinvierte de forma sistemática y periódica. No nos comparamos con otros. Tenemos que recorrer una hoja de ruta trazada con objetivos tangibles y nos medimos con nosotros mismos. Mi mandato es hacerle ganar dinero a la compañía a partir de la producción, logrando eficiencia en el gasto.
Tomando el período 2015/2020, ¿en qué medida se transformaron las variables capex y opex?
-En 2014, el costo de pozo para Cerro Dragón estaba en el orden de los u$s 3,5 millones. Cinco años después, nos cuesta cerca de la mitad. Se trata de una reducción de costos sumamente importante. Las reparaciones y terminaciones de cada pozo costaban u$s 600.000 y, hoy, cuestan en torno a u$s 360.000. El tiempo de construcción de un pozo de 2.400 metros demoraba 24 días, mientras que, hoy, lo hace en 12. Hay una reducción brutal y esto nos permitió cambiar drásticamente. Si manteníamos lo que estábamos haciendo, no habríamos podido tener actividad.
Cuando el precio del petróleo ronda los u$s 40 ó 45 estamos a niveles plenos de actividad. Este año, es complicado por el problema de caja, producto de un escenario mundial complejo y adverso. Un precio de u$s 30 ó 35 -por una cuestión de regalías e impuestos de costos- no permite sostener una actividad de perforación.
REESTRUCTURACIÓN INTEGRAL
Cuando llegó a la empresa en 2014 hizo un diagnóstico y planificó a futuro. Seis años después, ¿sigue viendo un horizonte por delante o está próximo al punto de llegada que imaginó al comienzo?
-Por naturaleza, soy un inconformista y es lo que pretendo de todo mi equipo de trabajo. Actualmente, estoy en un proceso de cambio total de la reorganización del Upstream en PAE. Si bien es cierto que conseguimos muchas reducciones y buenos números, también lo es que, cuando uno mira el general de la compañía, mi gestión presenta indicadores complejos porque, muchas veces, hemos tenido que recortar inversiones. También hay que tener en cuenta que estamos llevando adelante un proyecto regional, con un desarrollo importante en México que en algún tiempo va a sumar una buena cantidad de barriles de crudo.
¿En qué va a consistir la reorganización del Upstream?
-Los ejes de la reestructuración son dos: producción y costo. La operación de campo va a concentrarse en la táctica para ejecutar y las áreas de soporte aportarán a las operaciones toda la experiencia y sapiencia de la ingeniería. La idea consiste en que las personas que trabajan en el campo se enfoquen en la producción y que no estén pensando en la estrategia de mediano o largo plazo. Nosotros nos encargamos de eso desde otra parte y le tenemos que dar todas las herramientas a la gente que ejecuta, para que su foco esté puesto en la producción.
¿Qué cantidad de personas involucra este proceso?
-Le diría que toda la organización del Upstream. Hay vicepresidentes que pasarán a ocupar otras posiciones y gerentes ejecutivos que ocuparán la vicepresidencia. El cambio parece drástico. Pero somos más o menos las mismas personas jugando otros roles, con nuevos desafíos. Tenemos muy arraigados los valores de la compañía y no le tenemos miedo a este tipo de cosas porque, de ninguna manera, cambiamos los paradigmas, las metas o la forma de transitar el camino.
En materia de tecnología están a la vanguardia. ¿Hay algún desarrollo a nivel global que quieran implementar en Argentina?
-Muchos. Por ejemplo, estamos utilizando una técnica de inyección de polímeros para recuperación terciaria. Esto cambia sustancialmente el declino de los pozos y permite un mejor barrido espacial de la capa. Es un desarrollo que se hizo con BP (accionista mayoritario de la petrolera). Hace cinco años, se está aplicando en Cerro Dragón y está funcionando muy bien. Puede cambiar en más del 1% el declino de los pozos y, si lo multiplicamos por los pozos que tenemos en la zona, hablamos de un cambio importante. No está masificado pero es una técnica que estamos aplicando.
En cuanto al sistema de extracción, incorporamos las bombas electro-sumergibles con imán permanente y esto implica una reducción del consumo energético de 17%. Usamos mucho los variadores de frecuencia y, ahora, estamos empezando protocolos de ensayos para electro-sumergibles que se puedan bajar y sacar del pozo a través de un cable. Tenemos 42 proyectos de nuevas tecnologías que estamos estudiando, no solo para Cerro Dragón sino para todas nuestras operaciones. Entendemos que no se trata únicamente de sobrevivir a los tiempos malos, sino también de proyectarse para adelante.
Habló de un precio de u$s 40 para desarrollar la actividad a pleno. ¿Tienen en mente algún número a partir de la reestructuración?
-Los números están trazados en una hoja de ruta. Sin embargo, independientemente del número, debemos adaptarnos a las condiciones de mercado, que, ahora mismo, no son las óptimas. Es necesario trazar objetivos. Pero lo mejor es desandar el camino, trabajar día a día siendo eficientes y fomentar el compromiso de todas las partes involucradas. Cuando algo no funciona, inmediatamente lo detectamos, lo ponemos sobre la mesa y tratamos de corregirlo.
En condiciones normales, en septiembre estarían preparando el presupuesto del año que viene, con vistas a presentárselo al directorio. Este año, el escenario está distorsionado. Aun así, ¿hay visibilidad de la actividad del año que viene?
-Lo estamos preparando. Pensamos desarrollar alrededor de 170 pozos para el año que viene. Tenemos que ser cautos y ver si los precios se consolidan o no.
¿Cuál es la mirada respecto de las oportunidades de desarrollo de gas en la Cuenca del Golfo San Jorge?
-Estamos buscando opciones de gas. Incluso, viendo si podemos acceder a nuevas reservas de gas profundo. Pero dependemos de la geología y hay que ver si encontramos los plays que estamos buscando.
Por otra parte, adaptamos, a través de nuevas tecnologías, nuestras turbinas de generación eléctrica para que puedan procesar gas con 50% de CO2. Las calderas de fuego adicional en el ciclo-combinado de 80 Mw que tenemos funcionando consumen y procesan gas con 50% de CO2. Esto es clave porque no hay, en el mundo, operaciones de este tipo. El tecnólogo es GE, para las turbinas, y Siemens, para las calderas.
El futuro de la cuenca
La Cuenca del Golfo San Jorge fue la primera en producir petróleo en la Argentina, hace más de 110 años. Sus campos maduros siguen siendo el mayor pulmón petrolífero del país. Sin embargo, Danny Massacese, Upstream managing director de PAE, advierte que habrá que reinvertarse a futuro porque las locaciones por perforar se van acabando. La fisionomía de la cuenca, adelante, migrará hacia un mayor trabajo de recuperación y mantenimiento de pozos existentes que hacia la perforación de pozos nuevos.
¿Cómo imagina el futuro de la Cuenca del Golfo San Jorge y qué responsabilidad van a tener allí los distintos actores del sector?
-Hay que entender que la cuenca, en general, se está avejentando. Se va a poder tener actividad de perforación, pero no al nivel que había antiguamente. La actividad de perforación va a ser muy analizada, no porque las empresas no quieran perforar, sino porque no hay lugar. La perforación en la Cuenca del Golfo depende de las estructuras del subsuelo y si esas estructuras están o no con petróleo. Como la cuenca se avejenta, va a haber un período de actividades de workover para reparación de pozos muy sostenido en el tiempo, con una cantidad de equipos que va a variar muy poco y una actividad de pulling que va a ser cada vez mayor.
Veo una cuenca condicionada, que se va a volcar mucho más al mantenimiento y mucho menos a la construcción de nuevas instalaciones de superficie o facilities. Veo una cuenca en la que todos tienen que maximizar sus esfuerzos para hacerla eficiente. Precisamente, la eficiencia tiene que demorar el envejecimiento de la cuenca. Algunas compañías aún deben implementar proyectos de recuperación secundaria de forma masiva y bien gestionada, además de proyectos de recuperación terciaria. En estos últimos, algunas empresas, como CAPSA e YPF, están avanzadas.
Cerro Dragón es un campo que tiene muchas décadas de explotación y la empresa sigue buscando la forma de ser competitivos, ¿cuáles son los próximos pasos por delante?
-Como empresa, tenemos que evitar lo que le pasa a la gran mayoría en la Cuenca del Golfo San Jorge: que los campos -si bien son maduros- se conviertan en yacimientos viejos en procesos solamente de declino. Para que eso no ocurra, tenemos que llevar la técnica a su máximo límite. Hace muchos años, la principal actividad de la cuenca era de perforación y terminación de pozos. Luego, empezó a migrar hacia la reparación abandonando la perforación, y ahora hay cada vez más equipos de pulling y atención diaria de los pozos. Otro objetivo es tener un índice de reemplazo de reservas de más del 100%. Todo lo que producimos en un año tiene que ser reemplazado con reservas porque, si no, te quedás sin actividad en el corto plazo. Tenemos por delante entre 1.000 y 1.200 locaciones probadas y cinco o seis años de actividad, sumado a lo que se incorpore con los nuevos pozos que se van a ir perforando.
Fuente: TRAMA/EconoJournal
Danny Massacese, director de PAE, aseguró que la compañía está desarrollando su actividad con un 70% de los equipos que tenía en funcionamiento antes de la pandemia en Chubut y la Cuenca del Golfo San Jorge, marcando el rumbo de la reactivación de la industria.
Pese al paso de los años, Cerro Dragón sigue siendo el yacimiento estrella de PAE, gracias a la incorporación de tecnología y a la forma en que los profesionales de la empresa aprovecharon esas innovaciones y las potenciaron. Ni siquiera la pandemia frenó al campo, que fue uno de los primeros en mostrar signos de reactivación. Cuál es el «cambio total» que propone la reestructuración del negocio de upstream que emprendió la compañía.
La pandemia de coronavirus forzó a fines de marzo la paralización casi total de la industria petrolera. En Cerro Dragón, el mayor yacimiento de crudo del país, siguieron activos los equipos de pulling. Sin embargo, a mediados de junio, ya con los primeros signos de reactivación, Pan American Energy (PAE) levantó 15 equipos de workover y una unidad autónoma de fractura y reparación de pozos. Pese a ser un campo que comenzó a explotarse en la década del 50, pareciera que siempre encuentra la manera de reinventarse, aun en las condiciones más adversas.
Geólogo, nacido y criado en Esquel, está a cargo de las operaciones de PAE desde 2014. Se mostró cauto, aunque positivo, de cara al escenario incierto que tiene por delante la industria energética. Además, expuso los lineamientos generales de la reestructuración del área de Upstream que está implementando la empresa. En una entrevista a fondo, repasó los fundamentos que explican la reactivación de la actividad en el Golfo San Jorge, que no hace más que poner en evidencia la resiliencia de la cuenca para recuperarse antes que otras de una crisis inédita.
«Hemos activado seis equipos de perforación y uno más que opera durante un tiempo acotado. El plan para este año es perforar 136 pozos con estos seis equipos de perforación: cinco de 1.000/1.500 HP y uno que perfora la sección superficial», adelantó.
¿Cuáles fueron las medidas que llevó a cabo la compañía ante el panorama del COVID-19?
-El 19 de marzo, cuando se declaró el aislamiento por la pandemia, tomamos la decisión de adecuar toda la actividad excepto los equipos de pulling, que continuaron trabajando durante todo el período. Al ser declarada actividad esencial la industria petrolera, decidimos mantener estos equipos en funcionamiento para evitar la parálisis de la producción en Cerro Dragón, ya que teníamos asumidos compromisos internos y externos de exportación. También, quedaron activados varios de los servicios mínimos de operación y mantenimiento, para garantizar la logística y asegurar el suministro de materiales a los equipos de pulling. Ante un panorama tremendamente incierto, decidimos que era la mejor estrategia para preservar la salud de la gente y las operaciones de la empresa.
Durante mayo, con algunos síntomas de recuperación, calculamos que en junio íbamos a volver con la actividad de equipos de workover, aunque no todos los que teníamos, sino los que nos permitía este nuevo escenario de precios. Así fue como, a mediados de junio, se levantaron los 15 equipos de workover que están operando actualmente y una unidad autónoma de fractura y reparación de pozos. En cuanto a workover, este es el programa de equipos que vamos a mantener hasta fin de año.
¿Luego reactivaron las operaciones de perforación?
-Sí. Observando una tendencia positiva en cuanto a la recuperación del precio del barril, sumado a los compromisos con el exterior a valores que estaban razonablemente bien, decidimos volver a la actividad de perforación. Al principio, pensábamos hacer parte de los pozos y completar el resto el año que viene, porque teníamos un serio problema de caja. Sin embargo, con el paso del tiempo, creímos más conveniente llevar adelante la terminación de la totalidad de los pozos, sobre todo para minimizar costos improductivos. Hemos activado seis equipos de perforación y uno más, que opera durante un tiempo acotado.
El plan para este año es perforar 136 pozos con estos seis equipos de perforación: cinco de 1.000/1.500 HP y uno que perfora la sección superficial. También, decidimos activar muchos de los frentes de construcciones para el tendido de líneas de conducción y líneas eléctricas, y la adecuación de instalaciones de producción y construcciones de nuevas baterías. Retomamos el sendero pre-pandemia con inversiones enfocadas en los aspectos productivos.
¿Cuál es la visión sobre los costos?
-Los costos que tiene PAE en líneas generales le permiten -dentro de los escenarios de precios actuales- mantener un nivel de actividad equivalente al que estamos teniendo. En la medida en que se consolida el precio del barril de petróleo, nosotros podemos pensar en una actividad mayor, que es fundamental para la salud de nuestra compañía en tanto necesitamos el suministro de petróleo Escalante para la refinería de Axion, y requerimos, también, dar respuesta a la exportación de crudo que hacemos de forma periódica y sistemática desde hace muchos años.
¿La decisión de operar en condiciones inciertas puede leerse como una apuesta cultural y organizacional de la empresa? ¿Qué gastos improductivos implicaba el hecho de no reactivar?
-En principio, hicimos un buen trabajo con los gremios. La propuesta fue la siguiente: nosotros vamos a levantarun nivel de actividad y ustedes tienen que acceder a un esquema de rotación para tratar de contener y resguardar a la mayor cantidad de gente que forma parte de la industria. Entonces, todo el mundo puso algo: nosotros pusimos en marcha la actividad, las empresas de servicio se sacrificaron para mantenerse activas y el sindicato accedió a implementar esquemas de trabajo distintos. Todo esto permitió que la gran mayoría permanezca activa y se volvió un sistema más solidario que lo que había en el anterior contexto de pleno empleo.
Hoy, parte de la actividad está sostenida por el sindicato, donde los trabajadores aceptan un esquema particular de suspensión temporal por mes muy cortito, pero que distribuye la actividad entre todos los actores del gremio.
¿Existe en la Cuenca del Golfo alguna dinámica particular para que la necesidad de que todos pongan un poco se entienda y se aplique con mayor facilidad que en otras cuencas?
-Creemos en el diálogo con los sindicatos y las empresas de servicios. Somos muy pragmáticos en eso. Nos proponemos no hacer nada de manera compulsiva. En todos lados, hay puntos de encuentro en los que uno puede trabajar y hay intereses comunes a todas las partes, incluyendo la política y la comunidad. Cuando detectamos los puntos de encuentro, trabajamos sobre ellos y llegamos a determinados acuerdos. Si bien la situación trae aparejados algunos costos extra, estamos dispuestos a absorberlos en la medida en que no se cambien los niveles de productividad, que los metros perforados por día sean equivalentes a los que teníamos anteriormente y que se siga poniendo foco en la productividad y la eficiencia.
¿Cuáles son los desafíos en materia de productividad y eficiencia operativa?
-Uno de los grandes desafíos es el rearmado y la adecuación de los contratos para que incorporen los temas de productividad y eficiencia. No pensamos que las penalidades sean buenas para mejorar las relaciones. Entendemos que, en la medida en que se trabaje y disminuyan los costos, se incrementa la actividad y eso resulta beneficioso para todos. A modo de ejemplo: en 2015, perforábamos 106 metros por día como promedio de todos los equipos que teníamos; hoy estamos en 167 metros por día y venimos mejorando todos los años entre un 15% y un 20%.
¿Es una cuestión de organización o tiene que ver con un salto tecnológico?
-Ambas. Hay una organización interna distinta y un salto tecnológico. Por un lado, hay una alineación de los intereses de las compañías de servicios y los sindicatos con los intereses de PAE. Por el otro, en cuanto a la innovación tecnológica, todos nuestros equipos están dotados de tecnologías cada vez más seguras. Además, adaptamos los aparatos para que desarrollen una actividad cada vez más eficiente. En 2015, el tiempo de movimiento por equipo demoraba entre 85 y 90 horas. Hoy, estamos entre 35 y 37 horas por equipo. La clave está en sostener y mejorar los costos para seguir invirtiendo.
En la Cuenca del Golfo, se reinvierte de forma sistemática y periódica. No nos comparamos con otros. Tenemos que recorrer una hoja de ruta trazada con objetivos tangibles y nos medimos con nosotros mismos. Mi mandato es hacerle ganar dinero a la compañía a partir de la producción, logrando eficiencia en el gasto.
Tomando el período 2015/2020, ¿en qué medida se transformaron las variables capex y opex?
-En 2014, el costo de pozo para Cerro Dragón estaba en el orden de los u$s 3,5 millones. Cinco años después, nos cuesta cerca de la mitad. Se trata de una reducción de costos sumamente importante. Las reparaciones y terminaciones de cada pozo costaban u$s 600.000 y, hoy, cuestan en torno a u$s 360.000. El tiempo de construcción de un pozo de 2.400 metros demoraba 24 días, mientras que, hoy, lo hace en 12. Hay una reducción brutal y esto nos permitió cambiar drásticamente. Si manteníamos lo que estábamos haciendo, no habríamos podido tener actividad.
Cuando el precio del petróleo ronda los u$s 40 ó 45 estamos a niveles plenos de actividad. Este año, es complicado por el problema de caja, producto de un escenario mundial complejo y adverso. Un precio de u$s 30 ó 35 -por una cuestión de regalías e impuestos de costos- no permite sostener una actividad de perforación.
REESTRUCTURACIÓN INTEGRAL
Cuando llegó a la empresa en 2014 hizo un diagnóstico y planificó a futuro. Seis años después, ¿sigue viendo un horizonte por delante o está próximo al punto de llegada que imaginó al comienzo?
-Por naturaleza, soy un inconformista y es lo que pretendo de todo mi equipo de trabajo. Actualmente, estoy en un proceso de cambio total de la reorganización del Upstream en PAE. Si bien es cierto que conseguimos muchas reducciones y buenos números, también lo es que, cuando uno mira el general de la compañía, mi gestión presenta indicadores complejos porque, muchas veces, hemos tenido que recortar inversiones. También hay que tener en cuenta que estamos llevando adelante un proyecto regional, con un desarrollo importante en México que en algún tiempo va a sumar una buena cantidad de barriles de crudo.
¿En qué va a consistir la reorganización del Upstream?
-Los ejes de la reestructuración son dos: producción y costo. La operación de campo va a concentrarse en la táctica para ejecutar y las áreas de soporte aportarán a las operaciones toda la experiencia y sapiencia de la ingeniería. La idea consiste en que las personas que trabajan en el campo se enfoquen en la producción y que no estén pensando en la estrategia de mediano o largo plazo. Nosotros nos encargamos de eso desde otra parte y le tenemos que dar todas las herramientas a la gente que ejecuta, para que su foco esté puesto en la producción.
¿Qué cantidad de personas involucra este proceso?
-Le diría que toda la organización del Upstream. Hay vicepresidentes que pasarán a ocupar otras posiciones y gerentes ejecutivos que ocuparán la vicepresidencia. El cambio parece drástico. Pero somos más o menos las mismas personas jugando otros roles, con nuevos desafíos. Tenemos muy arraigados los valores de la compañía y no le tenemos miedo a este tipo de cosas porque, de ninguna manera, cambiamos los paradigmas, las metas o la forma de transitar el camino.
En materia de tecnología están a la vanguardia. ¿Hay algún desarrollo a nivel global que quieran implementar en Argentina?
-Muchos. Por ejemplo, estamos utilizando una técnica de inyección de polímeros para recuperación terciaria. Esto cambia sustancialmente el declino de los pozos y permite un mejor barrido espacial de la capa. Es un desarrollo que se hizo con BP (accionista mayoritario de la petrolera). Hace cinco años, se está aplicando en Cerro Dragón y está funcionando muy bien. Puede cambiar en más del 1% el declino de los pozos y, si lo multiplicamos por los pozos que tenemos en la zona, hablamos de un cambio importante. No está masificado pero es una técnica que estamos aplicando.
En cuanto al sistema de extracción, incorporamos las bombas electro-sumergibles con imán permanente y esto implica una reducción del consumo energético de 17%. Usamos mucho los variadores de frecuencia y, ahora, estamos empezando protocolos de ensayos para electro-sumergibles que se puedan bajar y sacar del pozo a través de un cable. Tenemos 42 proyectos de nuevas tecnologías que estamos estudiando, no solo para Cerro Dragón sino para todas nuestras operaciones. Entendemos que no se trata únicamente de sobrevivir a los tiempos malos, sino también de proyectarse para adelante.
Habló de un precio de u$s 40 para desarrollar la actividad a pleno. ¿Tienen en mente algún número a partir de la reestructuración?
-Los números están trazados en una hoja de ruta. Sin embargo, independientemente del número, debemos adaptarnos a las condiciones de mercado, que, ahora mismo, no son las óptimas. Es necesario trazar objetivos. Pero lo mejor es desandar el camino, trabajar día a día siendo eficientes y fomentar el compromiso de todas las partes involucradas. Cuando algo no funciona, inmediatamente lo detectamos, lo ponemos sobre la mesa y tratamos de corregirlo.
En condiciones normales, en septiembre estarían preparando el presupuesto del año que viene, con vistas a presentárselo al directorio. Este año, el escenario está distorsionado. Aun así, ¿hay visibilidad de la actividad del año que viene?
-Lo estamos preparando. Pensamos desarrollar alrededor de 170 pozos para el año que viene. Tenemos que ser cautos y ver si los precios se consolidan o no.
¿Cuál es la mirada respecto de las oportunidades de desarrollo de gas en la Cuenca del Golfo San Jorge?
-Estamos buscando opciones de gas. Incluso, viendo si podemos acceder a nuevas reservas de gas profundo. Pero dependemos de la geología y hay que ver si encontramos los plays que estamos buscando.
Por otra parte, adaptamos, a través de nuevas tecnologías, nuestras turbinas de generación eléctrica para que puedan procesar gas con 50% de CO2. Las calderas de fuego adicional en el ciclo-combinado de 80 Mw que tenemos funcionando consumen y procesan gas con 50% de CO2. Esto es clave porque no hay, en el mundo, operaciones de este tipo. El tecnólogo es GE, para las turbinas, y Siemens, para las calderas.
El futuro de la cuenca
La Cuenca del Golfo San Jorge fue la primera en producir petróleo en la Argentina, hace más de 110 años. Sus campos maduros siguen siendo el mayor pulmón petrolífero del país. Sin embargo, Danny Massacese, Upstream managing director de PAE, advierte que habrá que reinvertarse a futuro porque las locaciones por perforar se van acabando. La fisionomía de la cuenca, adelante, migrará hacia un mayor trabajo de recuperación y mantenimiento de pozos existentes que hacia la perforación de pozos nuevos.
¿Cómo imagina el futuro de la Cuenca del Golfo San Jorge y qué responsabilidad van a tener allí los distintos actores del sector?
-Hay que entender que la cuenca, en general, se está avejentando. Se va a poder tener actividad de perforación, pero no al nivel que había antiguamente. La actividad de perforación va a ser muy analizada, no porque las empresas no quieran perforar, sino porque no hay lugar. La perforación en la Cuenca del Golfo depende de las estructuras del subsuelo y si esas estructuras están o no con petróleo. Como la cuenca se avejenta, va a haber un período de actividades de workover para reparación de pozos muy sostenido en el tiempo, con una cantidad de equipos que va a variar muy poco y una actividad de pulling que va a ser cada vez mayor.
Veo una cuenca condicionada, que se va a volcar mucho más al mantenimiento y mucho menos a la construcción de nuevas instalaciones de superficie o facilities. Veo una cuenca en la que todos tienen que maximizar sus esfuerzos para hacerla eficiente. Precisamente, la eficiencia tiene que demorar el envejecimiento de la cuenca. Algunas compañías aún deben implementar proyectos de recuperación secundaria de forma masiva y bien gestionada, además de proyectos de recuperación terciaria. En estos últimos, algunas empresas, como CAPSA e YPF, están avanzadas.
Cerro Dragón es un campo que tiene muchas décadas de explotación y la empresa sigue buscando la forma de ser competitivos, ¿cuáles son los próximos pasos por delante?
-Como empresa, tenemos que evitar lo que le pasa a la gran mayoría en la Cuenca del Golfo San Jorge: que los campos -si bien son maduros- se conviertan en yacimientos viejos en procesos solamente de declino. Para que eso no ocurra, tenemos que llevar la técnica a su máximo límite. Hace muchos años, la principal actividad de la cuenca era de perforación y terminación de pozos. Luego, empezó a migrar hacia la reparación abandonando la perforación, y ahora hay cada vez más equipos de pulling y atención diaria de los pozos. Otro objetivo es tener un índice de reemplazo de reservas de más del 100%. Todo lo que producimos en un año tiene que ser reemplazado con reservas porque, si no, te quedás sin actividad en el corto plazo. Tenemos por delante entre 1.000 y 1.200 locaciones probadas y cinco o seis años de actividad, sumado a lo que se incorpore con los nuevos pozos que se van a ir perforando.
Fuente: TRAMA/EconoJournal
