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Golfo San Jorge
 

Nuestro trabajo posiciona a esta cuenca como la primera en producción petrolera y a Chubut como la principal provincia productora de este hidrocarburo.

 
 
Cerro Dragón

Este bloque es nuestro principal activo y la primera área petrolera de la Argentina.

Asumimos el desafío de operarlo incrementando la producción y superando los indicadores habituales de reposición de reservas.

 
 
Anticlinal Funes, Piedra Clavada y Koluel Kayke

Operamos estas tres áreas, ubicadas en las provincias de Chubut y Santa Cruz, se desarrollan gracias a la aplicación de las más avanzadas técnicas de tratamiento de campos maduros.

Con un 25%, participamos del desarrollo de Estancia La Escondida, un área ubicada al norte de la Cuenca del Golfo San Jorge, operada por Colhue Huapi.

Números
 
 
Cerro Dragón es el principal bloque petrolero de la Argentina
En 2017, nuestro trabajo en esta cuenca aportó el 19% del petróleo que se produjo en la Argentina
Durante 2017, produjimos 96.000 barriles de petróleo por día en esta cuenca, un 39% más que en 2001
 
 
Cerro Dragón es la tercera área productora de gas de la Argentina
Durante 2017, produjimos en esta cuenca 9 m3 millones de gas diarios, el triple que en 2001
 
 
El 91% de nuestras instalaciones en Cerro Dragón están automatizadas
 
 
El 70% de los pozos de Cerro Dragón producen mediante la técnica de recuperación secundaria
 
 
La superficie de Cerro Dragón equivale a 17 veces la de Capital Federal
 
 
Contamos con más de 3.800 pozos productores
Cuenca Neuquina
 
Desde hace más de cuatro décadas, estamos presentes en la región, continuando con la trayectoria de nuestra antecesora Bridas. Gracias a sus prometedores recursos provenientes de reservorios no convencionales (shale y tight), está hoy nuevamente en los ojos del país y del mundo.
 
Lindero Atravesado

Este bloque, de 509 km2, cobró un nuevo impulso en 2013, con el desarrollo de reservorios no convencionales que llegan a 4.500 metros de profundidad.

Con un 62,5%, somos los socios operadores de esta área, en la que también participa YPF, con el 37,5% restante.

Actualmente, y tras US$ 1.100 millones de inversión desde 2013, logramos multiplicar por 5 la producción de gas en este bloque.


Este desarrollo demanda de una fuerte inversión y de un trabajo interdisciplinario que involucra a diversas áreas de la compañía:
Nuevas tareas exploratorias
Durante 2015, relevamos 650 km2 con una nueva campaña de sísmica 3D.
Programa de perforación
Este proyecto contempla la perforación de 104 pozos nuevos.
Instalaciones de superficie
La producción incremental requirió de un importante plan para diseñar y poner en marcha nuevas instalaciones de superficie y acondicionar las existentes:
  • Tres nuevas plantas compresoras de gas.
  • Una nueva planta de tratamiento de gas.
  • Una nueva batería.
  • Un nuevo gasoducto de 23 kilómetros.
 
 
Bandurria Centro
Es un campo de 130 km2, sobre el que se obtuvo, en 2015, una concesión de explotación no convencional por 35 años. El plan piloto, con objetivo Vaca Muerta y otros horizontes de gas, prevé inversiones por USD 304 millones hasta 2019. Allí ya instalamos los primeros equipamientos: colectores de ingreso a pozo, separadores, y tanques de recepción y almacenamiento.
 
 
Aguada Cánepa
En asociación con Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), comenzamos en 2015 el proyecto de exploración de tight gas en la formación Lajas, para la eventual producción de hidrocarburos. La participación de Pan American Energy es mayoritaria (90%), GyP posee el 10% restante.
 
 
Coiron Amargo Sureste
El proyecto para este bloque de 141 km2 contempla la exploración de reservorios de shale oil de la formación Vaca Muerta y de tight gas en Grupo Cuyo. En 2017, iniciamos los trabajos para ingresar un equipo de workover y construir la infraestructura de caminos. Con el 55% de participación, somos el socio operador de esta área. El 35% y el 10% restantes corresponden a Madalena Energy y a GyP, respectivamente.
 
 
Aguada Pichana Oeste y Aguada de Castro

En 2017, comenzamos a operar estas áreas y prevemos perforar unos 30 pozos hasta el año 2021. Con una extensión de 605 y 163 km2 respectivamente, estas áreas tienen un gran potencial de desarrollo en la formación Vaca Muerta.

Cuenca Noroeste
 
Uno de los territorios más desafiantes en el extremo norte del país, tanto por las grandes profundidades en las que se encuentran los hidrocarburos, como por la complejidad geológica del subsuelo, a lo que se suma la región selvática y montañosa de las Yungas, de enorme sensibilidad ambiental.
 
 
Acambuco

Aquí, en consorcio con nuestros socios, operamos Acambuco, un bloque principalmente gasífero conformado por los yacimientos Macueta y San Pedrito.

El pozo MAC-1004

Es el primero que extrae hidrocarburos de dos formaciones en simultáneo gracias a un completamiento inteligente, es decir, mediante válvulas independientes que permiten regular el caudal de cada reservorio.

14 meses

Duración del proyecto.

300

Personas afectadas al proyecto.

620.000 m3

Aumentó la extracción diaria.

15%

Incrementó la producción total de Acambuco.

Números

52%

es nuestra participación en el área. YPF (22,5%), O&G (22,5%), Northwest Argentina (1,5%) y APCO Argentina (1,5%) completan la sociedad

5.700 metros

es la profundidad que alcanzan algunos pozos en las áreas de San Pedrito y Macueta, con objetivo en los reservorios de las formaciones Icla, Santa Rosa y Huamampampa

2,9

millones de m3 de gas natural produjimos por día en 2015, un 100% más que en 2001
Cuenca Marina Austral
 
 

Es la principal cuenca gasífera de la Argentina, de donde proviene la mayor parte del gas natural, principal insumo de nuestra matriz energética. Sus yacimientos se encuentran tanto tierra adentro (onshore), como en el mar, costas afuera (offshore), lo cual implica una serie de tecnologías específicas para extraer hidrocarburos del subsuelo marino. En esta cuenca, integramos los consorcios que operan los principales yacimientos, algunos, muy prometedores, en etapas incipientes de su exploración.

Áreas
 
Carina y Aries
Ubicados a 40 km y 80 km de la costa fueguina respectivamente, estos dos yacimientos offshore representan hoy, las principales áreas gasíferas del país
Cañadón Alfa
Ubicada en el norte de la provincia de Tierra del Fuego, se extiende tanto sobre tierra firme como sobre el mar
Vega Pléyade
En 2016, comenzó la producción del nuevo desarrollo de Vega Pléyade mediante dos pozos, que incorporaron 8 millones de m3 de gas a la producción diaria del área.
Números

25%

del consorcio corresponde a Pan American Energy. Nuestros socios son Total Austral (37,5% - compañía operadora) y Wintershall (37,5%)

20,6 millones

de m3 de gas por día fue la producción de este bloque en 2017, el más importante de la Argentina en extracción de este hidrocarburo

80 metros

es la profundidad del mar en algunas de las zonas de esta área, de las cuales se extrae gas natural
Cuenca Tarija
 
Desde el año 2000, estamos presentes en el área Caipipendi, ubicada en la Cuenca Tarija, en el sudeste de Bolivia, al nordeste de la ciudad de Tarija.
 
 
Yacimiento Margarita
En consorcio con otras compañías, desarrollamos allí el yacimiento Margarita.

Territorios de difícil acceso, una geología compleja, hidrocarburos a grandes profundidades y áreas de enorme sensibilidad ambiental son los desafíos que plantea el trabajo en esta zona en la que, sin embargo, se ha logrado superar la producción de gas natural previsto al inicio del desarrollo.

Números

25%

del consorcio corresponde a Pan American Energy E&P Bolivia Limited. Nuestros socios son Repsol E&P Bolivia S.A. (37.5% - compañía operadora) y BG Bolivia Corporation (37.5%)

18,1 millones de m3

de gas natural producimos por día, en esta área, lo que supera ampliamente las perspectivas iniciales
Golfo de México
 
 
 
Cuenca Salina del Istmo

En consorcio con la empresa E&P Hidrocarburos y Servicios, desde 2016 estamos presentes en el área marina Hokchi, ubicada en la Cuenca Salina del Istmo, en el Golfo de México, frente al litoral del Estado de Tabasco. Cubre una superficie de 40 km2 y se encuentra aproximadamente a 30 km de la costa, bajo un tirante de agua de 30 metros.

En 2016 comenzamos un Plan de Evaluación que culminó en octubre de 2017, 90 días antes de lo previsto. Para alcanzar este importante logro, se perforaron cinco pozos en tiempo récord (en lugar de los cuatro comprometidos originalmente) y se pusieron a prueba de producción dos de ellos. Los resultados superaron las expectativas: los pozos ensayaron caudales de 2.000 y 4.000 barriles por día.

Este hito se suma a los ya obtenidos: nos convertimos en la primera compañía privada que perforó en aguas someras en 75 años en ese país y fuimos los primeros operadores en concluir el Plan de Evaluación.

A partir de ahora, con los resultados obtenidos en esta campaña, el siguiente paso es la preparación del Plan de Desarrollo del Campo Hokchi.

 
 
Cuenca del Sureste
En 2018, resultamos ganadores de un contrato de producción compartida para explorar y, eventualmente, desarrollar el Área 31. Además, participamos del consorcio que realizará tareas similares en el área 31. Ambas áreas están ubicadas en aguas someras de la Cuenca del Sureste del Golfo de México.
Nuestro mapa de operaciones
 
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Datos de mapas ©2018 Google, INEGI, ORION-ME
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