Tal como anunció la provincia de Mendoza, el desembolso de PCR podría alcanzar aquel monto, aunque está condicionado al éxito de las actividades proyectadas en el área.

Entonces, en una primera instancia, se destinarán alrededor de u$s 56 millones a inversiones en firme. Es decir, proyectos que incluyen la perforación de tres nuevos pozos para 2025, a la vez que un total de 13 perforaciones para los próximos cinco años y la reactivación de pozos inactivos.

Además, se implementará tecnología para optimizar la producción. De hecho, PCR utilizará calentadores de fondo (CAF) y geonavegación, para enfrentar los retos asociados a la extracción y el transporte de este tipo de petróleo. Estas medidas no solo garantizan una producción más eficiente, sino que también posicionan al área como un actor clave en la industria hidrocarburífera nacional.

Actualmente, las áreas Llancanelo producen aproximadamente 1800 barriles de petróleo por día a través de 39 pozos de producción. De esta forma, PCR, que busca incrementar la producción en el corto plazo, alcanzará una producción de hidrocarburos en la provincia de alrededor de 3300 barriles de petróleo por día.

"Proyectamos incrementar la producción y reservas de las áreas adquiridas mediante actividades

de inversión para aumentar volúmenes de crudo, optimizando y reactivando pozos existentes, así como también evaluando posibles nuevas acumulaciones de hidrocarburos y perforando en nuevas estructuras", señaló Martín Federico Brandi, CEO de PCR.

También se suma al proyecto el plan de construir una planta de tratamiento de crudo y un ducto de transporte, que se iniciarán dependiendo de los resultados que se consigan en las fases iniciales.

Estas áreas, ubicadas a 30 kilómetros de la localidad de Malargüe, forman parte de uno de los clusters de áreas convencionales en el marco del Proyecto Andes que la compañía estatal decidió desprenderse.

Este yacimiento se sumará a las cinco áreas que PCR ya opera en la zona sur de la provincia de Mendoza: El Sosneado; Puesto Rojas, Cerro Mollar Oeste, La Brea, La Paloma-Cerro Alquitrán, que forman parte del sector norte de la Cuenca Neuquina.

El plan de racionalización que busca optimizar el portafolio del upstream convencional para la petrolera estatal empezó en marzo, con el fin de permitir a la empresa continuar desarrollando las áreas convencionales y no convencionales que le aportarán mayor rentabilidad a la compañía y sus accionistas por dólar invertido

Los campos maduros que conforman el grupo de activos constan de un total de 55 áreas.

Se denomina ‘yacimientos maduros’ a aquellos que ya pasaron su pico ‘óptimo de producción’. Las buenas prácticas de la industria petrolera establecen que, para las compañías de escala como YPF, no resulta eficiente ni rentable producir petróleo en este tipo de yacimientos, los cuales en general son operados por operadores más pequeños que pueden dar continuidad a la actividad.

Así, YPF optimizará su inversión, ya que se centrará en aquellas áreas que generen mayor valor para la compañía y sean más acordes a su escala.