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Cómo es el primer equipo autónomo de fractura

Halliburton y Coterra Energy tienen el primer equipo de fractura autónomo en Permian. Siendo parte de la plataforma inteligente de fracturamiento ZEUS de Halliburton, el servicio Octiv Auto Frac permite automatizar la ejecución de etapas con solo presionar un botón.

En este marco, el vicepresidente de Mejora de Producción de Halliburton, Shawn Stasiuk, sostuvo: “Octiv Auto Frac cambia las reglas del juego en cuanto al rendimiento en completaciones. Este servicio garantiza que la automatización brinde una ejecución consistente de fracturas en cada etapa, mientras ofrece a nuestros clientes el control que exigen sobre sus activos. Octiv Auto Frac es el primer sistema que cumple con esta promesa”.

Este servicio complementa la plataforma ZEUS, que incluye unidades de bombeo eléctricas y el sistema de monitoreo de fracturas Sensori. Antes de esta tecnología, las decisiones sobre el fracking se tomaban manualmente durante el proceso de bombeo.

Un equipo al servicio de fracking

En este sentido, Coterra puede personalizar el servicio Octiv Auto Frac para ejecutar automáticamente diseños según especificaciones precisas, optimizando así todo el proceso de punciones. El lanzamiento inicial de este servicio resultó en un aumento del 17% en la eficiencia por etapa.

Impulsada por estos resultados, Coterra amplió el uso de Octiv Auto Frac en sus programas de completación ejecutados por Halliburton en Permian.

El director ejecutivo de Coterra, Tom Jorden, afirmó: “Coterra sigue enfocado en maximizar la eficiencia y explorar nuevas oportunidades para mejorar nuestras operaciones. La implementación de automatización inteligente en las etapas de fractura nos ayuda a ejecutar las etapas de forma consistente y nos brinda mayor autonomía y control sobre el proceso de completación”.

En diciembre de 2024, Halliburton también lanzó Intelli, una suite de servicios de diagnóstico e intervención con registro en pozo por línea eléctrica, diseñada para mejorar la colaboración con los clientes, ofrecer mayor comprensión del pozo, aumentar la producción, prolongar la vida útil de los activos y reducir los costos operativos.

Halliburton deja Chubut para centrarse exclusivamente en Neuquén

Lo que se venía cocinando hace meses, hoy es una realidad. Halliburton se desprenderá de sus operaciones en Chubut para centrarse de lleno en Vaca Muerta.

La decisión fue confirmada este jueves por los representantes de la empresa de servicios al Sindicato de Petroleros Privados de Chubut en el marco de la audiencia por conciliación obligatoria por los 300 despidos en el convencional.

“La empresa se retira de Chubut, no va a trabajar más en Chubut y se está yendo prácticamente con todo el capital a Vaca Muerta”, afirmó Jorge Ávila, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

Halliburton ratificó los telegramas de despidos por lo que abonará el total de las indemnizaciones, más los francos trabajados y se buscará la manera que los operarios vuelvan a la actividad lo más pronto posible.

En total son 140 trabajadores del convenio convencional y 160 de los operarios que están nucleados bajo el mandato del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral.

Otra posibilidad que se deslizó en la Secretaría de Trabajo de Chubut fue que los trabajadores se muden a Neuquén por lo que el gremio de petroleros convencionales no pondrá resistencia si los operarios deciden migrar hacia Vaca Muerta.

El caso testigo de Halliburton

El retiro de la empresa de servicios es uno más que se vive en la Cuenca del Golfo San Jorge. La situación es dramática porque no hay expectativa para sumar nuevos actores.

En este marco, Ávila sostuvo que todas las esperanzas están depositadas en el desarrollo del no convencional. “Si uno mira que la cuenca es madura, golpeada, no las quiere nadie, que tienen que pelear mucho para que venga un empresario a nivel local y no viene, tienen que prender una vela para que venga”.

Sobre el rol del Gobierno del Chubut, el dirigente gremial le quitó responsabilidad a la administración de Ignacio Torres. “Si el gobernador lo pusiéramos a hacer pozos y daría petróleo, sería un milagro. No va a ser así. La poca actividad que tiene la cuenca no da para hacer tantos pozos, no hay capacidad tampoco”, subrayó.

Encontrar trabajo

El titular de petroleros convencionales apeló a la unidad para superar esta crisis en el convencional. “El trabajador confía mucho en el sindicato. Nosotros le hemos demostrado que puede confiar en el sindicato”, aseveró.

Sobre los trabajadores que todavía no se pueden jubilar, Ávila manifestó que tendrán prioridad para volver a trabajar. “Nosotros tenemos que garantizarles que, si encontramos algo, son los primeros que tendrían que regresar a la actividad nuevamente. Por lo menos para terminar de jubilarse. Eso es la garantía de que ellos saben que va a ser así. Nosotros lo hemos cumplido. El 90% de esos trabajadores lo hemos puesto nosotros a trabajar. Entonces saben que, si tenemos que traerlo, porque faltan trabajadores, lo vamos a traer”, consideró el dirigente gremial.

Tenaris ya tiene tres set de fractura en Vaca Muerta

Tenaris anunció la incorporación de un nuevo set de fractura hidráulica en Vaca Muerta, más moderno, eficiente y con una potencia superior a los disponibles del mercado. El proyecto implica una inversión de 110 millones de dólares, continuando el camino para consolidar a la compañía como uno de los actores más relevantes del mercado de servicios para pozos no convencionales. Esta inversión también contempla la incorporación de un nuevo set de coiled tubing, por lo que la compañía pasará a contar con tres sets de fractura hidráulica y tres sets de coiled tubing.

El objetivo es abastecer la demanda creciente de este tipo de operación en la Cuenca Neuquina, donde se encuentra la segunda reserva más grande de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo, clave para el desarrollo energético e industrial de la Argentina.

“Para 2026 habremos invertido más de 240 millones de dólares para brindar servicios en proyectos de explotación no convencional desde que tomamos la decisión estratégica de adquirir nuestros primeros sets de fractura hidráulica y coiled tubing en 2020” expresó Javier Martínez Álvarez, presidente de Tenaris para Cono Sur.

El compromiso de Tenaris

La firma conjuga know how industrial, de operación y de gestión de servicios, diferencial que ninguna otra compañía puede ofrecer. Desde el comienzo de la operación de esta unidad de negocios, ya superó las 5.000 fracturas y, con el tercer set de fractura hidráulica, Tenaris se posicionará como el tercer proveedor de este servicio más importante del país, reafirmando el compromiso con sus clientes y el crecimiento de Vaca Muerta.

El nuevo set de fractura que estará sumando la compañía contará con 28 bombas y un total de 70.000 hhp. Además, incorporará la tecnología DGB TIER IV que le permite mejorar su eficiencia (como fuente de energía incorpora el uso de GNC reduciendo el consumo de diésel en un 70%). Este será el primer set en el país con esta tecnología y se espera que esté operativo a principios de 2026.

En paralelo, la empresa está finalizando la construcción de una nueva base en Vista Alegre, Neuquén, la cual se estima que esté operativa durante el primer semestre del año.

De esta manera, Tenaris busca posicionarse como una de las empresas líderes en eficiencia y calidad de servicio, apoyándose en el soporte técnico de su Centro de Investigación y Desarrollo, las capacidades de su gente, sus equipos y la digitalización de las operaciones.

Pluspetrol compró la unidad de fractura de Weatherford

Pluspetrol da un paso clave en la expansión de sus operaciones en Vaca Muerta al negociar la adquisición de Newco, la división de servicios de fractura de Weatherford. Con esta transacción, la compañía fortalece su posición en el mercado de servicios energéticos.

Según reportes de EconoJournal, el acuerdo incluye la transferencia completa del equipo humano de Newco, asegurando la continuidad de los compromisos comerciales previamente establecidos por Weatherford. A pesar de la venta, la multinacional seguirá operando en Argentina, ofreciendo tecnologías y servicios especializados para la industria.

Esta adquisición representa un movimiento estratégico en la reconfiguración del sector de fractura hidráulica en la región. Pluspetrol, una de las mayores productoras independientes del país, refuerza su presencia en la Cuenca Neuquina tras haber sumado recientemente los activos de ExxonMobil Exploration Argentina (EMEA).

Weatherford, por su parte, continúa optimizando su portafolio, enfocándose en áreas estratégicas dentro de su negocio global.

Aunque los términos financieros de la operación no han sido divulgados, la integración de Newco permitirá a Pluspetrol mejorar su eficiencia operativa y competitividad en un mercado cada vez más exigente. Durante los próximos meses, ambas empresas trabajarán en la transición del equipo y la adecuación de los servicios para garantizar una operatividad sin interrupciones.

Pluspetrol, una compañía que crece

No es la primera vez que Pluspetrol sacude el mercado energético. La compañía ya había pateado el tablero cuando compró los activos de EMEA.

En este sentido, Pluspetrol adquirió siete áreas en Vaca Muerta entre las que se destaca Bajo del Choique, uno de los bloques más productivas en materia de shale oil. El 10% del área le corresponde a Gas y Petróleo (GyP) del Neuquén.

Otro de los bloques fue Loma del Molle donde Exxonmobil era operadora con el 50%. El otro 50% le corresponde a YPF. Lo mismo ocurre con Pampa de las Yeguas I.

También se quedó con Los Toldos II Oeste donde Exxonmobil era operadora con el 90% y el restante 10% era de GyP.

En tanto, Los Toldos I Sur tenía a Exxonmobil como operador con el 80% y el 20% restante se lo reparten en formas iguales entre Tecpetrol y GyP.

A esto se le debe sumar la participación accionaria en Oldelval y la capacidad de evacuación contratada en esa red de transporte.

Pozos slim: el futuro de la perforación en Vaca Muerta

Vaca Muerta se prepara para un año de transformaciones, con un enfoque particular en la optimización de los pozos slim, una tendencia que está redefiniendo los estándares de eficiencia y rentabilidad en la industria.

Estos pozos, caracterizados por su menor diámetro, se han convertido en una pieza clave para reducir costos y maximizar la productividad en la explotación de recursos no convencionales.

La apuesta por los pozos slim no es casual. Frente a los diseños robustos, que requieren mayores recursos y equipos más complejos, los slim ofrecen una alternativa más ágil y económica.

En diálogo con eolomedia, Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, el objetivo es extender al máximo la longitud de estos pozos, idealmente alcanzando las 5 pulgadas de diámetro, lo que permitiría acceder a zonas de mayor rendimiento sin incrementar significativamente los costos operativos.

Sin embargo, este enfoque no está exento de desafíos. Uno de los principales obstáculos es la fricción que se genera durante el bombeo, un problema que las empresas ya están abordando mediante innovaciones técnicas y nuevas metodologías de perforación horizontal. Estas soluciones buscan no solo superar las limitaciones actuales, sino también mejorar el acceso a áreas geológicamente más productivas.

La carrera por la eficiencia

La perforación de pozos slim se enmarca en una estrategia más amplia de optimización de recursos. Con una proyección de 500 pozos para 2025, un 23% más que en 2024, la industria enfrenta el reto de mantener el ritmo de crecimiento sin comprometer la rentabilidad.

Para lograrlo, se están implementando técnicas avanzadas, como el dual frac, que permite fracturar dos pozos simultáneamente, aumentando la eficiencia en un 30%. Esta metodología, liderada por YPF, ha demostrado ser una herramienta clave para maximizar el rendimiento de los equipos disponibles.

Además, se espera la llegada de cuatro nuevos perforadores a la región, lo que podría marcar un punto de inflexión en la capacidad operativa. Sin embargo, la asignación de contratos y la planificación logística serán determinantes para aprovechar al máximo estos recursos.

La falta de pozos listos para fracturar, un problema que afectó a algunas operadoras en 2024, ha llevado a la industria a priorizar diseños más largos y eficientes, aunque con límites claros en términos de viabilidad técnica y geológica.

Infraestructura y expansión

El éxito de los pozos slim y de la industria en general depende en gran medida de la infraestructura disponible. En 2025, la puesta en marcha del plan Duplicar Plus, que ampliará la capacidad de transporte en 300.000 barriles diarios a través del ducto de Oldelval, será un factor clave para sostener el crecimiento de Vaca Muerta. Esta expansión no solo facilitará la exportación de crudo, sino que también mejorará la competitividad del petróleo local en el mercado internacional.

La exploración también avanza hacia nuevos horizontes. Zonas antes consideradas marginales, como ciertas áreas de Río Negro, están siendo reevaluadas gracias a los avances tecnológicos.

Además, la actividad se está extendiendo hacia el noroeste, cerca de Rincón de los Sauces, donde los desafíos logísticos y de infraestructura son mayores, pero las oportunidades de crecimiento son igualmente significativas.

El agua y la arena: desafíos pendientes

A pesar del optimismo, la industria aún enfrenta obstáculos importantes. La disponibilidad de agua, especialmente en regiones cercanas al río Colorado, y la falta de centros de distribución de arena son problemas que requieren soluciones urgentes.

Estos factores, sumados a la necesidad de continuar invirtiendo en tecnología e infraestructura, serán determinantes para consolidar a Vaca Muerta como un referente global en la producción de hidrocarburos no convencionales.

En resumen, los pozos slim representan una apuesta estratégica para Vaca Muerta, combinando innovación, eficiencia y rentabilidad. Su implementación, junto con mejoras en infraestructura y tecnología, podría definir el futuro de la industria energética argentina en los próximos años.

Vaca Muerta ya superó todas las etapas de fractura de 2023

No hay número que asuste a la actividad de Vaca Muerta. Las empresas comienzan a acelerar en sus proyectos y los resultados están a la vista en cada uno de los registros de producción. Las etapas de fractura son la mejor manera de conocer la actividad operativa de los yacimientos no convencionales.

Las proyecciones son las mejores. La Fundación Contactos Petroleros, que lidera Luciano Fucello, elaboró un informe donde estipula que para el 2024, se espera que la cantidad de etapas de fractura alcance las 17,524, lo que representa un crecimiento del 19% en comparación con 2023. “Este aumento refleja un impulso en la actividad y un compromiso continuo con el desarrollo de Vaca Muerta”, subrayó el documento.

Los números mejoran para el 2025. Según lo proyectado se espera un incremento del 37% respecto a 2024, alcanzando un total estimado de 24,008 etapas de fractura.

Los sets

En 2025, la capacidad instalada para fracturación hidráulica en Vaca Muerta se distribuirá entre varias compañías de servicios. Halliburton encabeza la lista con 4 sets de fractura, seguido por Schlumberger con 3 sets. Calfrac y Tenaris cuentan cada una con 2 sets, mientras que Weatherford opera con 1 set.

“En total, estas empresas suman 12 sets de fractura. Este reparto no solo evidencia la infraestructura técnica existente en la región, sino que también refleja la importancia estratégica de cada proveedor de servicios para sostener el crecimiento proyectado del 37% en las etapas de fractura durante el próximo año”, destacó el informe.

Las operadoras

La tendencia marca que YPF seguirá liderando la actividad. La empresa de mayoría estatal completaría 11.642 fracturas lo que significaría el 48% de las operaciones. Detrás se ubicaría Vista con 2.784 punciones (12%) y Tecpetrol cerraría el podio con 1.602 etapas de fractura (7%).

Asimismo, Shell y Pan American Energy (PAE) completarían 1.600 fracturas cada una, Pluspetrol sumaría 1.580 punciones y Pampa Energía llegaría a las 1.000 operaciones.

Debajo se ubicarían Phoenix con 730 punciones, TotalEnergies con 650 etapas de fractura, Chevron con 600 fracturas y Capex con 220 operaciones.

Vaca Muerta, una aplanadora

Otro dato que aporta el reporte del también country manager de la empresa NCS Multistage es que de enero a octubre de este año se contabilizaron 15.010 punciones en el segmento shale mientras que en todo el 2023 se realizaron 14722 fracturas.

Tal como viene informando +e, las empresas realizan un promedio de 1400 punciones por mes lo que permitió superar el registro del año pasado sin inconvenientes. El decimo mes del año también superó la media mensual.

Si bien los especialistas marcaban a principio de año que durante todo el 2024 se realizarían 18 mil etapas de fractura en Vaca Muerta, ese número quedará levemente lejos y el 2025 tendrá un crecimiento exponencial en la actividad.

Uno de los grandes aciertos de la industria hidrocarburífera es aplicar el dual frac en las operaciones del shale. La técnica permitió ganar eficiencia en los bloques y encontrar una solución a la falta de equipos en la Cuenca Neuquina.

Vista importará un set de fractura de SLB para acelerar en Vaca Muerta

Vista, segundo operador de petróleo no convencional de la Argentina, extendió hoy su vínculo estratégico con SLB luego de firmar un contrato mediante el cual importará un nuevo set de fractura, que operará en los bloques que la petrolera conducida por Miguel Galuccio tiene en Vaca Muerta.

La compañía proyecta alcanzar en el cuarto trimestre de 2024 una producción de 85.000 boe/d y se espera que este segundo set de fractura se sume a las operaciones en la segunda mitad del año y le otorgue flexibilidad para acelerar su plan aún mas, dejándola bien posicionada para sobre cumplir sus metas de producción de 2025 y 2026, informadas al mercado en su ultimo Investor Day.

La firma se realizó hoy en la sede de SLB, en Houston, entre Juan Garoby, Cofundador y COO de Vista, y Aparna Raman, presidente de la División de Desempeño de Reservorios de SLB.

El proyecto shale de Vista

Garoby afirmo que “una parte fundamental de nuestro plan de perforación y completación en Vaca Muerta es la incorporación de equipamiento con la más alta tecnología, que nos permita ser más eficientes a la hora de alcanzar nuestros objetivos de producción. La incorporación de un segundo set de fractura nos brindará una mayor flexibilidad para acelerar aun más nuestro plan”.

“Me complace extender nuestra alianza con SLB, una compañía que nos acompaña desde nuestros inicios y forma parte del One Team, un programa inédito en la industria, ideado por Vista, que busca alinear nuestros objetivos con los de nuestros proveedores de servicios, operando como un solo equipo con foco en el desempeño”, agregó el directivo.

Arpana afirmó que “SLB se enorgullece de continuar su alianza con Vista y de formar parte de la iniciativa One Team. Juntos, estamos implementando tecnologías de vanguardia y soluciones para mejorar la eficiencia operativa, reducir costos y aumentar la producción. SLB esta invirtiendo en Argentina a largo plazo”.

En el último Investor Day realizado en el mes de septiembre de 2023, Vista confirmo que, entre 2024 y 2026, planea poner en producción 138 pozos nuevos de shale oil – un 33% de aumento respecto de lo anunciado en el plan anterior- para alcanzar una producción de 100.000 boe/d en 2026. La visión a futuro de la compañía contempla alcanzar en 2030 una producción diaria de 150.000 boe/d.

YPF superó las 30 mil etapas de fractura en Vaca Muerta

YPF es quien marca el pulso del shale. La empresa de mayoría estatal no para de hacer historia desde que comenzaron las operaciones en Vaca Muerta. El no convencional es una realidad y en gran parte se debe a los proyectos que desarrolla la compañía.

Una muestra de ello es que este lunes se volvió a anotar otra marca top en los libros de la formación: YPF llegó a las 30 mil etapas de fractura desde que comenzó a desarrollar Vaca Muerta. Así lo informó Luciano Fucello, country manager de la empresa NCS Multistage, quien también precisó que la compañía nuclea el 54% del total de las etapas que hicieron entre todos los operadores.

En el informe que lleva a cabo el también presidente de la Fundación Contactos Petroleros se destaca que entre 2016 y 2023, YPF contabilizó 26.981 punciones en la roca madre liderando ampliamente la actividad. En el mismo periodo, Tecpetrol (6173), PAE (5278), Vista (4731) y Shell (4613) son las empresas que más operaciones realizaron, pero quedan muy lejos de las operaciones de la compañía de bandera.

Los proyectos de YPF son testigo de las bondades del shale. En el tercer trimestre de 2023, la empresa registró un alza de producción interanual del 5% en petróleo y del 3% en gas natural, que se explican por su desempeño en Vaca Muerta. En ese mismo periodo, la producción total de hidrocarburos fue de 520 mil barriles equivalentes diarios.

Para YPF, la actividad no convencional es el principal eje de su crecimiento por lo que, apunta todos sus cañones a la búsqueda constante de la eficiencia en los tiempos de perforación y fractura de pozos, que tienen un promedio de 297 metros por día en perforación y 217 etapas por set por mes en fractura.

En los planes 2024 que hay para Vaca Muerta se buscará seguir acentuando la sintonía fina de la producción. En el 2023, las compañías completaron 14.500 fracturas y se espera que para este año realicen alrededor de 18 mil punciones.

En lo que respecta al primer trimestre del 2024 se espera una actividad muy similar a lo que fue la recta final del año pasado con un promedio de entre 1.200 y 1.400 etapas de fractura.

Tal como informó +e, este nivel de actividad estará marcado por la activación de nuevos perforadores ya que con la cantidad de sets de fractura que hay en la actualidad se puede cumplir el reto de 18 mil etapas de fractura proyectadas para el 2024.

Este objetivo podrá ser superado gracias a la implementación del dual frac, que se basa en hacer dos fracturas con un mismo set donde el caudal de insumo (agua y arena, principalmente) son los mismos que para un pozo tipo, solo que sus caminos se bifurcan para asistir a los dos pozos.

La primera en implementar el dual frac fue YPF en el área Rincón del Mangrullo en el año 2021. Esa prueba piloto significó un hito en la industria hidrocarburífera local y un nuevo camino para la producción.

A partir de allí, las compañías se encuentran en una etapa de sintonía fina donde se busca hasta el mínimo detalle para achicar los costos de operación. En ese contexto, el dual o simul frac (nombres comerciales de la tecnología de Schlumberger y Halliburton, respectivamente) juega un papel central ya que permite mantener el nivel de fracturas con los sets que tiene cada empresa a disposición.