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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.

Estancia La Escondida, con un 25%, participamos del desarrollo de esta área ubicada al norte de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Números
 
 
Cerro Dragón es el principal bloque petrolero de la Argentina
En 2016, nuestro trabajo en esta cuenca aportó el 19% del petróleo que se produjo en la Argentina
Durante 2016, produjimos 98.000 barriles de petróleo por día en esta cuenca, un 41% más que en 2001
 
 
Cerro Dragón es la tercera área productora de gas de la Argentina
Durante 2016, produjimos en esta cuenca 9 m3 millones de gas diarios, el triple que en 2001
 
 
El 90% 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 3.700 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$ 1.270 millones de inversión desde 2013, logramos multiplicar por 7 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
La UTE Bandurria, inicialmente integrada por YPF, Wintershall y PAE, se subdividió en 2015 en tres áreas: Norte, Centro y Sur. PAE opera Bandurria Centro, un bloque de 130 km2. La presencia de hidrocarburos en reservorios no convencionales es objeto de un ambicioso plan exploratorio, que prevé una inversión de US$ 300 millones hasta 2019.
 
 
Aguada Cánepa
Junto con nuestro socio Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), en 2015 comenzamos un proyecto para la exploración y eventual explotación de hidrocarburos de esta área.
 
 
Aguada Pichana y Aguada San Roque

Por sus niveles de producción de gas, estos bloques son el 4° y 5° más importantes de la Argentina. En conjunto, produjeron en 2015 13 millones m3 de gas al día. Somos socios de la UTE que opera estas áreas desde el año 1994, de la que participan también Total (empresa operadora) y Wintershall Energía.

En Aguada Pichana, se está desarrollando un programa de perforación de pozos horizontales multifracturados de tight gas, a profundidades de aproximadamente 2.000 metros. En San Roque, en tanto, se comenzó la delineación de tight gas con un pozo vertical, actualmente en ensayo.

Además, desde 2011, se realizaron tareas de exploración en Vaca Muerta con el fin de analizar las posibilidades de shale gas y de shale oil. En Aguada Pichana, comenzó en 2013 el desarrollo de un piloto de shale gas que comenzó su producción en 2015 con resultados alentadores. Por otra parte, en San Roque realizamos, a la fecha, pozos de delineación con objetivos petróleo y gas con líquido.

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

3,3

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
El desarrollo de esta área permitirá la producción de hasta 10 millones de metros cúbicos de gas por día, que serán suministrados al mercado nacional, lo que representa cerca del 10% de la producción actual de gas del país
Números

25%

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

17 millones

de m3 de gas por dia fue la producción de este bloque en 2015, 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 PAE E&P Bolivia Limited. Nuestros socios son Repsol E&P Bolivia S.A. (37.5% - compañía operadora) y BG Bolivia Corporation (37.5%)

17,9 millones de m3

de gas natural producimos, por día, en esta área, lo que supera ampliamente las perspectivas iniciales
Nuestro mapa de operaciones
 
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Datos del mapa
Datos del mapa ©2017 Google, INEGI, ORION-ME
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Datos del mapa ©2017 Google, INEGI, ORION-ME
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