SLB y Baker Hughes proyecta que la guerra en Medio Oriente impulsa nuevas apuestas petroleras

Las principales compañías de servicios petroleros, SLB y Baker Hughes, aseguraron que esperan una suba en el gasto en exploración y producción de petróleo, luego de la crisis generada en Medio Oriente. Las empresas consideran que la tensión internacional expuso la necesidad urgente de ampliar la oferta energética.

El conflicto entre Israel, Estados Unidos e Irán afectó cerca del 20% del petróleo que normalmente circula por el Estrecho de Ormuz, una vía estratégica para el comercio mundial. Además, se interrumpieron unos 9 millones de barriles diarios, lo que provocó una fuerte reacción en Asia y Europa.

La situación también reinstaló el debate sobre la seguridad energética, la diversificación de proveedores y la necesidad de desarrollar nuevas reservas. En ese escenario, América del Norte y América Latina aparecen como regiones clave para captar inversiones de corto y mediano plazo.

Más gasto en exploración y producción

El CEO de Baker Hughes, Lorenzo Simonelli, afirmó que existe una creciente necesidad de elevar la inversión upstream para expandir la capacidad global de producción. Según explicó, el mercado necesita nuevas fuentes para responder al aumento sostenido de la demanda mundial.

El ejecutivo también señaló que podría acelerarse la toma de decisiones vinculadas a proyectos de gas natural licuado (GNL) en América del Norte. Estados Unidos y Canadá aparecen como mercados estratégicos para abastecer a Europa y Asia en los próximos años.

Por su parte, el CEO de SLB, Olivier Le Peuch, sostuvo que muchos países priorizarán la diversificación del suministro una vez que disminuya la tensión bélica. Además, proyectó mayores desembolsos en América del Norte, América Latina y mercados offshore de aguas profundas.

Impacto financiero en Medio Oriente

A pesar de las expectativas positivas, el conflicto golpeó los resultados trimestrales de las empresas. SLB informó que sus ingresos en Medio Oriente y Asia cayeron 10%, hasta US$2.690 millones, afectados por restricciones operativas y problemas logísticos en varios países.

Entre los factores mencionados estuvieron la declaración de fuerza mayor de Qatar sobre exportaciones de gas, limitaciones productivas en Irak y dificultades de seguridad en operaciones offshore de la región. La compañía estima además un impacto adicional en el segundo trimestre.

En el caso de Baker Hughes, la facturación en la región retrocedió 19%, hasta US$1.150 millones. Medio Oriente sigue siendo el principal mercado para ambas firmas y representa más de un tercio de sus ingresos trimestrales totales.

Halliburton también alertó por la crisis

Otra gigante del sector, Halliburton, reportó una baja de 12,7% en sus ingresos regionales, afectada por menor actividad en Arabia Saudita y una reducción de servicios de perforación en Qatar. La empresa advirtió que las disrupciones seguirán impactando en el corto plazo.

La firma también explicó que el redireccionamiento de suministros elevó los costos logísticos y encareció materias primas. Esto podría recortar entre 7 y 9 centavos por acción sus ganancias del trimestre actual.

Sin embargo, los analistas ven un escenario más favorable una vez superada la crisis. La consultora Rystad Energy estimó que las reparaciones de infraestructura energética dañada podrían generar hasta US$58.000 millones en demanda futura para el sector.

Proyecciones alcistas para 2027 y 2028

James West, analista de Melius Research, afirmó que esperan una recuperación estacional de la actividad global y un resurgimiento del negocio en Medio Oriente cuando disminuya el conflicto. También prevé años de fuerte crecimiento hacia 2027 y 2028.

Según el especialista, el mercado petrolero cambió estructuralmente tras la crisis, lo que podría sostener precios más altos durante más tiempo. En la misma línea, SLB anticipó que el precio del petróleo se mantendrá por encima de los niveles previos al conflicto.

En resultados corporativos, la utilidad neta de SLB cayó 5,6%, hasta US$752 millones, mientras que Baker Hughes mejoró 12% y alcanzó US$573 millones. Pese al impacto inmediato, las empresas ven una nueva etapa de expansión global.

Bombas electrosumergibles en Vaca Muerta: el piloto de PAE que adelantó más de 50% de su producción

Pan American Energy presentó los resultados del piloto de bombas electrosumergibles (BES) que comenzó en mayo de 2024 en el bloque Aguada Canepa, en Vaca Muerta. El proyecto se desarrolló con dos compañías líderes, Baker Hughes y Halliburton, ambas con amplia experiencia en el shale de Estados Unidos.

La iniciativa marcó un hito técnico y operativo: fue la primera vez en la región y en el shale argentino que dos empresas compartieron un mismo PAD con equipos BES instalados en paralelo para acelerar la producción. El objetivo no solo apuntaba a incrementar el volumen, sino también a validar una tecnología poco extendida en la cuenca.

A más de 570 días de su instalación, Mariano Ballarini, specialist engineer no convencional and convencional wells & new tech de Pan American Energy (PAE), destacó resultados que superaron las expectativas iniciales. La operación remota alcanzó el 100% del tiempo, mientras que el downtime se mantuvo por debajo del 1%, sin interrupciones significativas que afectaran el rendimiento del sistema.

Un piloto con resultados técnicos claves para el futuro del shale

El proyecto permitió adelantar más de 50% del volumen respecto a la curva de declinación base para el mismo período. Según Ballarini, esta mejora en la extracción generó un adelanto del cash flow y una maximización del Valor Presente Neto (VPN), dos factores centrales para la evaluación económica de iniciativas en campos no convencionales.

La performance sostenida del sistema quedó reflejada en su run life, que superó los 570 días sin incidentes relevantes. Para el especialista, este aspecto era determinante para validar la viabilidad del uso de BES en la etapa temprana de producción de pozos shale, donde la exigencia técnica es mayor.

El proyecto también se apoyó en un esquema de trabajo remoto, que permitió monitorear y controlar los equipos en tiempo real. Esto redujo los tiempos de intervención, mejoró la eficiencia operativa y aportó datos clave para replicar el modelo en otros bloques de Vaca Muerta.

Ballarini también destacó la labor conjunta de Baker Hughes, Halliburton y San Antonio Internacional, así como el trabajo interno de las áreas de WO, Operaciones, Mantenimiento, Integridad, Energía, Producción y Supply Chain. La empresa remarcó que el éxito del piloto se basó en la coordinación de equipos multidisciplinarios y en un enfoque de mejora continua.

EEUU incrementó sus perforadores por tercera vez en un mes

Las empresas de energía de Estados Unidos (EEUU) subieron nuevos equipos de perforación por tercera vez en cuatro semanas. El recuento de la plataforma de petróleo y gas, un indicador temprano de la producción futura, aumentó de 2 a 548 en la semana al 7 de noviembre. Así lo estableció el informe de Baker Hughes.

A pesar del aumento de la plataforma de esta semana, la compañía informó que el recuento total todavía había bajado 37 plataformas, o un 6% por debajo de esta época el año pasado.

Asimismo, Baker Hughes dijo que las plataformas petroleras se mantuvieron estables en 414 esta semana, mientras que las plataformas de gas aumentaron en 3 a 128, su nivel más alto desde agosto de 2023. El número de plataformas diversas también disminuyó de 1 a 6.

En Texas, el estado productor de petróleo y gas más grande de EEUU, el recuento de plataformas cayó de 1 a 234, el más bajo desde septiembre de 2021. En Luisiana, mientras tanto, el conteo de plataformas aumentó en 2 a 43, el más alto desde septiembre de 2024.

El recuento de plataformas de petróleo y gas disminuyó en aproximadamente un 5% en 2024 y un 20% en 2023, ya que los precios más bajos del petróleo y el gas en EEUU llevaron a las empresas de energía a centrarse más en aumentar los rendimientos de los accionistas y pagar la deuda en lugar de aumentar la producción.

Los equipos en EEU

Las compañías independientes de exploración y producción (E&P) rastreadas por la firma de servicios financieros de Estados Unidos TD Cowen dijeron que planeaban reducir los gastos de capital en alrededor del 4% en 2025 desde los niveles vistos en 2024.

Eso se compara con el gasto interanual aproximadamente plano en 2024, aumentos del 27% en 2023, el 40% en 2022 y el 4% en 2021.

Proyecciones

A pesar de que los analistas pronostican que los precios spot del crudo en Estados Unidos disminuirían por tercer año consecutivo en 2025, Estados Unidos. La producción de crudo proyectada por la Administración de Información de Energía (EIA) aumentaría de un récord de 13,2 millones de barriles por día (bpd) en 2024 a alrededor de 13,5 millones de bpd en 2025.

Por el lado del gas, la EIA proyectó un aumento del 56% en los precios spot del gas en 2025, lo que provocaría que los productores impulsaran la actividad de perforación este año después de que una caída de los precios del 14% en 2024 causó que varias empresas de energía redujeran la producción por primera vez desde que la pandemia de COVID-19 redujo la demanda de combustible en 2020.

La producción de gas proyectada por la EIA aumentaría a 107,1 mil millones de pies cúbicos por día (bcfd) en 2025, frente a 103,2 bcfd en 2024 y un récord de 103,6 bcfd en 2023.

Pluspetrol rompe récords en Bajo del Choique y La Calera

Pluspetrol atraviesa un período de fuerte crecimiento en Vaca Muerta, impulsado por dos desarrollos clave: Bajo del Choique y La Calera. En el primero, la compañía alcanzó un hito como operadora con la puesta en producción de su primer PAD de pozos en el bloque ubicado en Neuquén. En el segundo, marcó un récord de perforación que destaca la eficiencia alcanzada en la cuenca argentina.

El nuevo PAD de Bajo del Choique está integrado por tres pozos con 3.400 metros de rama horizontal cada uno. Allí, la compañía aplicó soluciones técnicas innovadoras en perforación y completación, lo que permitió obtener producción temprana. El recurso es procesado en la nueva Planta Modularizada de Producción Temprana (TPF), que fue construida en apenas siete meses.

Este hito representa un avance significativo para la compañía en el bloque, donde avanza un plan de inversión que apunta a escalar el desarrollo no convencional con una perspectiva de crecimiento sostenido hacia los próximos años.

Récord de perforación en La Calera

En paralelo, Pluspetrol logró otro logro relevante en La Calera, un área con presencia combinada de petróleo y gas condensado. Junto a Baker Hughes, la empresa alcanzó un nuevo récord operativo: el pozo se completó con un tiempo total de 15,22 días y una profundidad final de 6.179 metros.

Gracias al uso de tecnología de vanguardia y una planificación precisa, se logró reducir en 34% el tiempo de perforación previsto, lo que significó un ahorro de 6,8 días. Además, la sección de 6 ¾” se completó en solo 5,06 días utilizando el servicio Lucida™ de rotary steerable avanzado. Este desempeño combina calidad de ejecución y una coordinación operativa eficiente.

Según la compañía, la estrategia en La Calera seguirá un modelo de desarrollos modulares que permitirá duplicar la producción de condensados en el corto plazo.

Objetivo: 100 mil barriles por día en 2027

El crecimiento simultáneo en ambos bloques se enmarca en la hoja de ruta estratégica de Pluspetrol para los próximos dos años. La firma se puso como objetivo alcanzar los 100 mil barriles diarios en 2027.

Así lo expresó Julián Escuder, Country Manager de la compañía, durante la AOG 2025: “Estamos rompiendo récords de producción en ambos bloques y la meta es clara: alcanzar los 100 mil barriles diarios en apenas dos años”.

En Bajo del Choique, la proyección es cerrar 2025 con unos 20 mil barriles diarios y crecer hasta 60 mil hacia 2027. En La Calera, la expansión ya en marcha permitirá potenciar el valor del activo mediante incrementos progresivos y sostenidos en producción.

EEUU suma rigs, pese a la caída del precio del crudo

Las compañías de energía en Estados Unidos (EEUU) sumaron esta semana equipos de perforación de petróleo y gas por cuarta vez consecutiva, algo que no ocurría desde febrero, informó la firma de servicios Baker Hughes en su reporte semanal.

El conteo de plataformas, indicador temprano de producción futura, aumentó en siete hasta alcanzar 549 al 26 de septiembre, el nivel más alto desde junio.

Pese al incremento, Baker Hughes señaló que el total sigue siendo 38 equipos menor que hace un año, lo que representa una baja del 6%.

En detalle, las plataformas petroleras crecieron en seis hasta 424, el mayor número desde julio, mientras que las de gas cayeron en una hasta 117, el nivel más bajo desde ese mes.

Asimismo, en Permian, en Texas y Nuevo México, la principal formación de shale de EEUU, el conteo cayó en uno hasta 253, el menor nivel desde septiembre de 2021.

En Utica (Pensilvania, Ohio y Virginia Occidental), que junto con Marcellus conforma la mayor cuenca gasífera del país, los equipos subieron en uno hasta 14, la cifra más alta desde marzo de 2023. En Ohio, el conteo también subió en uno, llegando a 13, el mayor nivel desde febrero de 2024.

EEUU sigue creciendo

El número de plataformas de petróleo y gas cayó un 5% en 2024 y un 20% en 2023, debido a los menores precios que llevaron a las compañías a priorizar retornos a los accionistas y reducción de deuda en lugar de incrementar la producción.

Las firmas independientes de exploración y producción (E&P) analizadas por TD Cowen planean recortar inversiones en torno a un 4% en 2025 respecto de 2024. Esto contrasta con un gasto estable en 2024, pero con fuertes aumentos previos: 27% en 2023, 40% en 2022 y 4% en 2021.

Aunque los analistas proyectan que los precios del crudo seguirán bajando por tercer año consecutivo en 2025, la Administración de Información Energética (EIA) estima que la producción crecerá de un récord de 13,2 millones de barriles diarios en 2024 a 13,4 millones en 2025.

Mientras que en el gas, la EIA prevé que un incremento del 61% en los precios al contado en 2025 impulsará la perforación, tras la caída del 14% en 2024 que redujo la producción por primera vez desde la pandemia de 2020. Se espera que la oferta de gas suba a 106,6 billones de pies cúbicos diarios en 2025, frente a los 103,2 de 2024 y el récord de 103,6 de 2023.

El convencional eliminaría las “horas taxi” para operaciones especiales y se viene una cumbre clave

La industria petrolera de la Cuenca del Golfo San Jorge atraviesa una de sus etapas más difíciles en un cuarto de siglo. El convencional enfrenta un derrumbe que combina baja de equipos, migración de empresas y retiros voluntarios masivos.

La salida de gigantes internacionales del segmento de operaciones especiales como Halliburton, Baker Hughes, SLB y Weatherford dejó sin respaldo a una actividad crítica para la perforación de pozos. En el vacío quedaron cientos de trabajadores y un sector que reclama medidas urgentes para recuperar dinamismo.

Un segmento estratégico en jaque

Las operaciones especiales abarcan servicios esenciales como cementación y fractura, sin los cuales resulta imposible avanzar en proyectos de producción. La retirada de equipos generó una parálisis casi total, lo que golpeó de lleno a técnicos y operarios que dependen de esta actividad.

Fuentes de la industria señalan que la pérdida de trabajo ya es dramática: muchos empleados no tienen tareas regulares y apenas sobreviven con servicios ocasionales que no garantizan ingresos estables.

Según pudo saber eolomedia, dirigentes gremiales y empresarios coinciden en la necesidad de rediseñar el esquema laboral. La propuesta incluye la posibilidad de resignar beneficios históricos, como las llamadas “horas taxi”, para recuperar equipos y dar continuidad a los puestos que hoy están en riesgo.

“Si no hay actividad, no gana nadie. Lo urgente es que los trabajadores vuelvan al campo con diagramas sostenibles”, remarcaron fuentes consultadas.

El pedido de una mesa con el Gobierno del Chubut

El repliegue de las multinacionales expuso la fragilidad del sistema. Lo que antes se resolvía con respaldo global ahora depende de la capacidad de coordinación entre actores locales y el Estado provincial.

Por eso, distintos referentes del sector solicitarán al gobernador de Chubut, Ignacio Torres, la conformación de una mesa de trabajo específica para operaciones especiales. El objetivo es consensuar un plan inmediato que evite el colapso del segmento y preserve los puestos que aún se mantienen.

El desafío no es menor: varios yacimientos enfrentan declino natural y baja inversión, lo que complica la sustentabilidad. Por ello se advierte que cada parte deberá poner un esfuerzo adicional para garantizar que los servicios continúen operando en la provincia.

Reconvertir el convencional

Aunque el presente luce crítico, el horizonte podría cambiar con el desarrollo no convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge. El potencial de esa etapa aparece como la gran oportunidad para relanzar las operaciones especiales y devolverle vitalidad a la región.

Mientras tanto, la salida de los grandes jugadores internacionales obliga a apoyarse en las empresas que aún permanecen. La estrategia es clara: reconstruir confianza, generar puestos genuinos, implementar diagramas de 12 horas y volver a poner en marcha un engranaje productivo que la cuenca necesita para sostener su futuro.