“La diferencia de costos entre Vaca Muerta y Permian es de un 35%”

La inauguración de la Argentina Oil & Gas (AOG) 2025 en Buenos Aires tuvo como protagonista al secretario de Coordinación de Energía de la Nación, Daniel González, quien planteó un mensaje directo: la industria debe trabajar en conjunto para cerrar la brecha de competitividad del 35% que separa a Vaca Muerta del Permian, en Estados Unidos.

Con un auditorio colmado por autoridades nacionales, provinciales, sindicales y empresarios, González aseguró que la energía sigue siendo un sector clave para el futuro del país, pero advirtió que el éxito no está garantizado. “Yo no soy de los que creen que estamos condenados al éxito. Tenemos la suerte de contar con un ecosistema energético más robusto en la Argentina, pero debemos aprovecharlo con inteligencia”, remarcó.

Competitividad y contexto internacional

En su análisis, González puso en perspectiva el escenario global. Recordó que el consumo de petróleo y gas continúa en aumento, aunque con tasas de crecimiento más moderadas. A eso se suman la volatilidad en Medio Oriente y una mayor oferta mundial que estabilizó el precio del barril de petróleo en torno a los 65 dólares.

“El precio del barril a 65 dólares llegó para quedarse, y nadie puede producir más barato que eso. Las consultoras pueden estimar cifras mayores, pero lo cierto es que tenemos que pensar en términos de competitividad”, sostuvo el funcionario.

Según explicó, la capacidad de ajuste del mercado estadounidense sirve como espejo. “En Estados Unidos, los equipos de perforación en Permian bajaron en los últimos años. No debería sorprendernos que en la Argentina también haya ajustes en los niveles de actividad, porque lo que necesitamos es una industria sana y sostenible”, agregó.

El desafío de Vaca Muerta frente a Permian

El secretario detalló que una operadora internacional comparó los costos de desarrollo entre ambas cuencas y encontró que en Vaca Muerta resultan un 35% más altos que en Permian. Lejos de verlo como un fracaso, González planteó que es una señal de que la formación neuquina está jugando en la liga más competitiva del mundo.

“Podemos ver el vaso medio lleno o medio vacío. Somos una industria joven y nos estamos comparando con la más eficiente del planeta. Eso implica que, con esa diferencia del 35%, las inversiones deberán ser aún más grandes para sostener el crecimiento”, indicó.

La clave, subrayó, es el acceso a capitales. “Ese es el mayor obstáculo para Vaca Muerta. Ahora que ya exportamos petróleo y avanzamos hacia el GNL, tenemos que demostrar que podemos jugar en las grandes ligas”, señaló.

Logística, impuestos y trabajo: un esfuerzo compartido

González enfatizó que la brecha de costos no se explica por un único factor, sino por una combinación de elementos. “Los componentes logísticos, impositivos, de mano de obra, de competencia y de escala se reparten de manera pareja. Todo está vinculado. La supuesta falta de competitividad, en realidad, no es tan grande”, dijo.

Para reducir esa diferencia, el funcionario insistió en la necesidad de un trabajo articulado: “La única manera de solucionarlo es estando todos en el mismo barco. Nación, provincias, sindicatos y operadoras tenemos que discutir en serio la competitividad. No hay futuro energético para Vaca Muerta si no lo abordamos como un desafío común”.

La Calera es uno de los bloques top de Vaca Muerta.

Vaca Muerta y el rol del convencional

En su mensaje, el secretario también defendió la importancia del sector convencional. “No hay futuro para Vaca Muerta sin la supervivencia del convencional. La formación no podría exportar sin esa base de producción. Esta discusión abarca a toda la industria, porque necesitamos un desarrollo equilibrado”, afirmó.

Sobre el marco regulatorio, González recordó que la ley de hidrocarburos en el pasado hablaba de autoabastecimiento, mientras que ahora la Ley Bases apunta a un esquema de mercado más libre. “Este gobierno no piensa que debe decirle al sector privado cómo hacer las cosas. Nuestro rol es generar condiciones para que crezca, con reglas de juego estables y previsibles”, señaló.

Estabilidad macroeconómica y reglas claras

El funcionario aprovechó la inauguración de la AOG para enviar un mensaje de confianza a las empresas: “Estamos para acompañar al sector, ordenando la macroeconomía, bajando la inflación y reduciendo subsidios. La forma de generar condiciones es con reglas claras y estabilidad”.

Admitió que aún existen tensiones financieras. “Al día de hoy tenemos un atraso del 30% del mes pasado. Es cierto que tenemos que pagar lo que se debe, pero también es importante entender el contexto. Siempre habrá algún grado de atraso, pero trabajamos para que no sea más grande y para que la industria tenga previsibilidad”, aseguró.

Asimismo, González destacó el carácter estratégico de la energía para el futuro del país. “Tenemos una de las industrias más pujantes, que supo reinventarse gracias a Vaca Muerta. No estamos condenados al éxito, pero sí tenemos la posibilidad de alcanzarlo si trabajamos juntos”, aseveró.

Los pozos de Vaca Muerta son un 65% más productivos que los del Permian

Vaca Muerta se ha consolidado como uno de los grandes polos de producción no convencional del mundo, pero el desafío de la competitividad frente a otras cuencas, como el Permian en Estados Unidos, sigue vigente. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, y el CEO de Pan American Energy (PAE), Marcos Bulgheroni, compartieron su mirada sobre la brecha de costos, la productividad y el camino para cerrar esa distancia.

Ambos ejecutivos coincidieron en que la roca madre ofrece una roca de altísima calidad y una producción que ya supera a su competidor texano en varios aspectos, pero advirtieron que aún hay espacio para mejorar la eficiencia operativa y optimizar los costos de servicios e insumos.

Vaca Muerta gana en roca, pero pierde en velocidad

En este sentido, Bulgheroni destacó que el Permian sigue siendo el espejo con el que miden sus operaciones. “La forma que nosotros nos medimos es siempre vis a vis el Permian, porque es el otro gran desarrollo de shale no convencional fuera de Estados Unidos y Canadá”, señaló.

Según sus datos, en promedio, los pozos de Vaca Muerta son un 65% más productivos que los del Permian. “Acumulan alrededor de un millón de barriles, versus seiscientos mil en Permian”, precisó. Sin embargo, reconoció que los tiempos de perforación y completación todavía están por encima de la competencia norteamericana.

“En el Permian, para terminar y completar un pad de cuatro pozos se requieren 200 días; en Vaca Muerta estamos en 234. Hemos mejorado, en 2018 el promedio de perforación era de 35 días, hoy estamos en torno a 27, según Rystad Energy, pero todavía tenemos que mejorar”, sostuvo el CEO de PAE.

Vaca Muerta tiene un problema con los costos.

La batalla por bajar los costos de servicios

Horacio Marín puso el foco en un punto sensible: el costo de los insumos y servicios provistos por grandes compañías internacionales. “Lo primero que hay que bajar es el precio que nos cobran las compañías internacionales en servicios y materiales, las grandes, no las PyMEs. El problema está arriba”, afirmó.

Para ilustrarlo, contó un ejemplo concreto: “Una herramienta que en Estados Unidos cuesta diez mil dólares por día, en Argentina nos la cobraban treinta y cinco mil. Fui directamente a ver a los CEOs de las tres compañías más grandes y les dije que hasta acá llegamos. Bajaron a un promedio de entre veintidós y veinticuatro mil”.

Sin embargo, Marín explicó que cuando esa misma herramienta llega a Vaca Muerta, el costo se reduce a dieciocho mil, pero aparece lo que él denomina “costo argentino”. “Ahí incluye provincia, municipio, aduana… todo. Eso hay que trabajarlo en la mesa de productividad para ser competitivos frente a Estados Unidos. Si no lo logramos, con el LNG quedamos afuera”, advirtió.

Inversiones y estrategia a largo plazo

En materia de inversión, Bulgheroni aseguró que PAE mantendrá su compromiso: “Seguiremos invirtiendo en nuestro core business. Los últimos 15 o 20 años venimos promediando 1.500 millones de dólares anuales. Mucho depende del precio del crudo. Me gustaría que el Brent esté en 100 dólares por 50 años, pero trabajo con lo que tengo”, afirmó.

Marín, por su parte, subrayó la magnitud del plan de YPF: “Invertimos 5.000 millones de dólares al año. Cuando a partir del año que viene produzcamos 180.000 barriles, vamos a pasar a 7.000 millones, sin contar el LNG, que lo tenemos afuera de la compañía. YPF será una empresa de más de 10.000 millones de dólares de inversión anual”.

El CEO de YPF enfatizó que el flujo de ganancias se reinvierte constantemente. “A partir de 2028, con los dos proyectos de LNG, YPF tendrá cash flow positivo y empezará a pagar dividendos. Para 2030, si se cumple el plan, no tendremos deuda y facturaremos más de 30.000 millones de dólares”, afirmó.

En paralelo, destacó que la estrategia de negociación con las compañías de servicios cambiará: “Vamos a ir a una cosa más fuerte para tener mejores costos. Más cantidad, menos precio”.

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.

La espada de Damocles de Vaca Muerta

Si algo caracterizó a Vaca Muerta a lo largo de su historia es superar barrera y establecer nuevas normas de producción. Ahora, el shale tiene un nuevo objetivo: bajar los costos unitarios. El primero en levantar la bandera fue Horacio Marín, quien alertó que perforar un pozo en la Cuenca Neuquina sale 35% más caro que en Permian.

Ese diagnóstico fue uno de los tantos temas que se abordó en la cuarta edición del Vaca Muerta Insights que organizaron LMNeuquén, Más Energía y Econojournal en la ciudad de Neuquén. El evento se transformó en un clásico de la industria y permite trazar una hoja de ruta para el desarrollo del shale argentino.

El reclamo de Marín contó con el respaldo de los popes de las compañías que operan en Vaca Muerta. Vista, Tecpetrol y Capex fueron algunas de las operadoras que analizaron los factores que afectan la competitividad de la región.

“Escuché que decían que Argentina no es competitiva por el costo laboral. No es el costo laboral, son los costos unitarios. Hacer un pozo en Vaca Muerta es un 35% más caro que en Permian. Esto nos hace no competitivos, y vamos a trabajar para cambiarlo”, sostuvo Marín.

El titular de la empresa de mayoría estatal agregó que las diferencias son impactantes: “Los costos que pagamos son mucho más altos que en Estados Unidos. Hay herramientas que son 300% más caras. No podemos permitir estas diferencias si queremos competir globalmente”. Por ello, YPF ha tomado medidas concretas, como entablar diálogos con proveedores internacionales y locales para reducir los costos operativos.

Mejorar la competitividad en Vaca Muerta

En la misma línea, Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol, destacó la importancia de abordar esta problemática rápidamente: “La velocidad del desarrollo de Vaca Muerta estará determinada por la capacidad de reducir los costos y aumentar la competitividad. Sin eso, los objetivos de producción para 2030 serán difíciles de alcanzar”.

Adolfo Storni, presidente de Capex, coincidió con esta visión y advirtió sobre los efectos de la inflación de costos en dólares: “La inflación de costos en dólares está golpeando mucho al negocio”. Además, mencionó que los costos operativos y las condiciones contractuales son factores clave al evaluar inversiones en proyectos de hidrocarburos en Argentina.

Ferreiro también subrayó que los tiempos de entrega de materiales son más largos y los precios están más competidos: “El mercado de provisión de materiales está mucho más constreñido. Esto hace que los costos sean más altos y que debamos actuar rápido para ser competitivos”.

Un análisis detallado de las diferencias entre Vaca Muerta y otras cuencas internacionales, como Permian en Estados Unidos, evidencia que los costos no solo dependen del precio del petróleo o las herramientas, sino también de las regulaciones locales y las barreras logísticas. En este sentido, Ferreiro añadió: “Si queremos alcanzar nuestras metas de producción, debemos garantizar que los costos no sean un obstáculo, incluso en escenarios de precios bajos del petróleo”.

 

Tenaris sumó un nuevo set de fractura en Vaca Muerta.

 

Las oportunidades para Argentina

Matías Weissel, Chief Operating Officer de Vista, hizo énfasis en la importancia de generar condiciones atractivas para los inversores: “Es clave mostrar cómo operamos en Argentina y garantizar que las empresas puedan convertir sus ganancias en moneda dura. La llegada de más jugadores será fundamental para fortalecer el sector”.

Weissel también habló sobre las estrategias diferenciadas según los segmentos de servicios: “No es lo mismo una herramienta direccional que la arena local. Cada compañía debe tener una estrategia adaptada a las particularidades de cada segmento. Eso será clave para generar competitividad en un mercado global”.

El ejecutivo subrayó que la exposición de Argentina en el mercado global depende de crear un entorno confiable para las inversiones extranjeras: “Es difícil incrementar la exposición si no se pueden transformar las ganancias en una moneda fuerte y tener disponibilidad para cumplir obligaciones internacionales”.

Otro punto clave mencionado por Weissel fue la necesidad de seguir educando a inversores y compañías de servicios internacionales sobre las particularidades del mercado argentino: “Esto no es filosofía, es fundamental explicar cómo se opera en Argentina, las reglas de juego y las dinámicas del entorno para generar confianza”.

Un futuro prometedor pero desafiante

A pesar de los obstáculos, los líderes de la industria coincidieron en que Vaca Muerta tiene un enorme potencial. Marín destacó que YPF es “la compañía latinoamericana que más pozos realiza actualmente” y subrayó la importancia de creer en las capacidades de la empresa: “Somos tan grandes como Halliburton a nivel mundial, pero debemos reconocer nuestro propio valor y actuar en consecuencia”.

Ferreiro cerró su intervención enfatizando la urgencia de mejorar las condiciones: “El desarrollo de Vaca Muerta no puede esperar. La competitividad no es solo un objetivo, es una necesidad para garantizar el crecimiento sostenido de la industria”.

Otro aspecto relevante es la necesidad de infraestructura para optimizar la cadena de suministro. Desde la logística para el transporte de arena hasta la disponibilidad de equipos de alta tecnología, todos los eslabones deben alinearse para garantizar un desarrollo eficiente. Marín señaló: “La logística sigue siendo un desafío. Es indispensable contar con infraestructura moderna para reducir los costos y los tiempos operativos”.

El consenso entre los ejecutivos es claro: reducir los costos y optimizar los procesos será clave para que Vaca Muerta se mantenga como un referente global en energía no convencional. Si bien los desafíos son significativos, la oportunidad de consolidar a Argentina como líder en el sector está al alcance de la mano.

“Tenemos las herramientas y el talento humano para superar estos desafíos. Solo necesitamos alinear esfuerzos y comprometernos con un objetivo común. Vaca Muerta tiene todo el potencial para transformar la matriz energética del país y posicionarnos como un jugador clave en el mercado global”, aseveró Ferreiro con optimismo.

Chevron prevé un aumento del 10% de la producción de Permian

Chevron tiene como objetivo aumentar la producción de Permian en un 10% este año, ya que la segunda mayor empresa de Estados Unidos sigue en camino de alcanzar 1 millón de barriles día de la principal zona de esquisto en 2025.

La producción de la compañía en la cuenca alcanzó un récord trimestral de 867.000 bpe/d en los tres últimos meses de 2023.

Chevron tiene previsto seguir aumentando su cartera de pozos perforados pero no terminados en la cuenca. Su producción en el Pérmico se reducirá ligeramente en el primer semestre antes de recuperarse y situarse en torno a los 900.000 b/d a finales de año.

La empresa empezó el año con 12 plataformas de perforación y tres sets de fractura en Permian.

“Añadiremos un cuarto equipo de fracturación hidráulica a mediados de año, pero al mismo tiempo nos estamos volviendo más eficientes”, declaró Mike Wirth, CEO de Chevron, añadiendo que la inflación se ha moderado en la región.

Chevron ha previsto una inversión de unos 5.000 millones de dólares este año, frente a los 4.000 millones de 2023.

“Estamos en el nivel de capital que creo que va a ser necesario para alcanzar” el objetivo de 1 millón de bpe/d, dijo Wirth.

La producción mundial de Chevron aumentó a más de 3,1 millones de bpe/d el año pasado, impulsada por un aumento del 14% en Estados Unidos.

La producción neta de EE.UU. aumentó un 34% en el cuarto trimestre con respecto al año anterior, principalmente como resultado de la adquisición de PDC Energy, que añadió 266.000 bpe/d, así como de Permian.

La empresa aumentó el dividendo trimestral un 8pc hasta 1,63 $/acción.

“En 2023, devolvimos más efectivo a los accionistas y produjimos más petróleo y gas natural que en cualquier otro año de la historia de la empresa”, declaró Wirth.

El año pasado, Chevron acordó la compra del productor independiente Hess por 53.000 millones de dólares en acciones, con el fin de afianzarse en Guyana, país sudamericano productor de petróleo en pleno auge. Actualmente está respondiendo a una petición de la Comisión Federal de Comercio de EE.UU. (FTC) para obtener más información sobre el acuerdo. El cierre de la operación está previsto para mediados de año, según Wirth.

Los beneficios del cuarto trimestre, de 2.300 millones de dólares, fueron inferiores a los 6.400 millones del mismo periodo del año anterior. Los resultados incluyeron 1.800 millones de dólares de cargos por deterioro de la actividad de exploración y producción en Estados Unidos, así como 1.900 millones de dólares de obligaciones de desmantelamiento en el Golfo de México.

La producción de shale estadounidense aumentará más de lo previsto

El shale de Estados Unidos, que representa la mayor parte del crecimiento de la oferta de petróleo de los países no pertenecientes a la OPEP+, registrará un aumento de la producción mayor de lo previsto para este año.

Varios productores importantes aumentaron sus previsiones de producción tras anunciar una producción fuerte o récord en el segundo trimestre, mientras que la Administración de Información Energética (EIA) elevó su previsión de aumento para 2023 en su último informe mensual.

La Agencia Internacional de la Energía (AIE) también espera que el fuerte aumento de la producción de Estados Unidos lidere una oferta mundial récord este año.

Varios grandes productores de petróleo estadounidenses, entre ellos Chevron y ExxonMobil, registraron una producción récord en el segundo trimestre, lo que ha llevado a aumentar las previsiones de producción.

Chevron informó una producción récord de shale en Permian, que aumentó un 11% en el segundo trimestre de 2023 en comparación con el periodo del año anterior.

“La sólida ejecución ha dado lugar a una producción récord en la cuenca de Permian este trimestre”, declaró Mike Wirth, presidente y consejero delegado de Chevron.

La producción mundial neta equivalente de petróleo de Chevron aumentó un 2% con respecto al trimestre anterior, debido principalmente a una producción récord en Permian de 772.000 barriles equivalentes de petróleo al día (bpd).

El otro supergrande estadounidense, ExxonMobil, logró una producción trimestral récord en Permian y Guayana en el segundo trimestre.

“La producción ha aumentado un 20% interanual en Guyana y el Pérmico”, declaró Darren Woods, presidente y CEO de Exxon.

ConocoPhillips, por su parte, también logró una producción récord en el segundo trimestre, impulsada por la producción en Estados Unidos.

“Hemos alcanzado una producción récord y hemos aumentado nuestras previsiones de producción para todo el año por segundo trimestre consecutivo”, declaró Ryan Lance, presidente y CEO.

Ahora se espera que la producción para todo el año sea de 1,80-1,81 millones de bpd, frente a la previsión anterior de 1,78-1,80 millones de bpd.

La producción de petróleo de Pioneer Natural Resources en el segundo trimestre se situó en el extremo superior del intervalo previsto.

“La fuerte productividad de los pozos y la alta eficiencia de las operaciones respaldan nuestra capacidad para aumentar las previsiones de producción para todo el año, al tiempo que reducimos las previsiones de capital para todo el año mediante una reducción deliberada de la actividad”, declaró Rich Dealy, presidente y director de Operaciones.

Ahora se espera que la producción total para 2023 oscile entre 697.000 y 717.000 bpd, un aumento de 22.000 bpd en el punto medio en comparación con las previsiones iniciales para 2023.

La producción de Occidental Petroleum en el segundo trimestre, de 1,218 millones de bpd, superó el punto medio de las previsiones en 42.000 bpd, y la empresa elevó las previsiones de producción para todo el año a 1,21 millones de bpd.

“Los logros técnicos de nuestro equipo nos han posicionado para un sólido segundo semestre de 2023, lo que nos da confianza para elevar las previsiones de producción de petróleo y gas para todo el año”, declaró la presidenta y CEO, Vicki Hollub.

El operador de oleoductos Enterprise Products Partners está recibiendo mensajes optimistas de los productores sobre la actividad, dijo Tony Chovanec, vicepresidente de Fundamentals and Supply Appraisal, en la llamada de resultados del segundo trimestre del operador de midstream.

Las empresas aceleran sus inversiones en Permian

Las compañías hidrocarburíferas en Permian planearon aumentar su producción incluso cuando se esperaba que la región cayera ligeramente en la producción de petróleo este mes.

En un informe del 28 de julio sobre las operaciones del segundo trimestre, Chevron les dijo a los accionistas que vio una producción récord en la región durante ese período, un aumento del 11% con respecto al mismo período hace un año. Eso significó que la empresa produjera 772.000 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d) en el segundo trimestre de 2023.

La compañía dijo que las operaciones recientes y el crecimiento en Permian, en el sureste de Nuevo México y el oeste de Texas, llevaron a planificar nuevas inversiones en el área.

El director ejecutivo Mike Wirth promocionó la adquisición recientemente anunciada por parte de Chevron de PDC Energy, con sede en Denver, en un acuerdo de 7.600 millones de dólares anunciado en mayo que incluía 25.000 acres productores en Permian.

Se esperaba que eso cerrara a fines de año, y se esperaba que aumentara aún más la presencia de la compañía global en la región.

“La sólida ejecución dio como resultado una producción récord en la cuenca del Pérmico este trimestre”, dijo Wirth en el informe trimestral. “Nuestro rendimiento constante y el uso disciplinado del capital generan un valor superior para nuestros accionistas”, agregó.

Mientras tanto, Matador Resources dijo que estaba aumentando sus operaciones en la subcuenca occidental de Delaware de Permian, que se extiende a ambos lados de la línea estatal de Nuevo México-Texas.

En un informe trimestral del 25 de julio, Matador dijo que vio una producción de petróleo y gas “récord” en el segundo trimestre después de adquirir Advance Energy Partners en abril, activos que, según Matador, estaban funcionando mejor de lo esperado y llevarían a la compañía a aumentar las expectativas para 2023 y 2024.

Ese acuerdo fue valorado en alrededor de 1.6 mil millones de dólares e incluyó 18,500 acres y 406 ubicaciones de perforación horizontal, 206 operadas y 200 no operadas.

En el segundo trimestre de 2023, Matador dijo que promedió alrededor de 130 000 boe/d, la mayor cantidad en su historia, liderada por los activos de Advanced y otros pozos en el condado de Lea.

El CEO de Matador, Joseph Foran, dijo que la compañía estaba en camino de aumentar su producción a 140.000 boe/d para el cuarto trimestre del año, lo que marcaría un aumento del 40 por ciento en 2023.

 

 

“Cerramos la adquisición de Advance en abril de 2023 e inmediatamente comenzamos a implementar estrategias de ahorro de costos tanto en nuestras operaciones de perforación como de finalización, además de optimizar las operaciones diarias que conducen a reducciones anticipadas en los gastos operativos de arrendamiento”, dijo.

“Los activos de Advance continúan funcionando mejor de lo que esperábamos, lo que nos ha permitido aumentar nuestra guía de producción para 2023 y nos prepara para un 2024 aún mejor”, agregó.

Si bien se esperaba que la producción de petróleo descendiera en 11 000 barriles de petróleo por día (bopd) en Permian, según un informe de la Administración de Información Energética (EIA), la región seguía produciendo más petróleo que todas las demás regiones importantes de shale combinados en alrededor de 5,8 millones de bopd el próximo mes.

Se esperaba que Permian liderara las regiones de esquisto de Estados Unidos en el crecimiento de la producción de gas natural, ya que la EIA esperaba que el Pérmico creciera en 36 millones de pies cúbicos por día (tcf) de gas natural a aproximadamente 23,4 mil millones de tcf en la actualidad.

Según un informe de Baker Hughes, Nuevo México y Texas, que comparten el Permian mantuvieron sus lugares como el segundo y primer lugar, respectivamente, con mayor cantidad de equipos. Hasta el viernes, Nuevo México dejó caer dos plataformas para su total de 111, mientras que Texas se mantuvo estable en 322 plataformas.

La firma global de análisis de energía Enverus dijo que Permian estaba liderando los EE. UU. en lo que respecta a fusiones y adquisiciones (M&A) entre compañías de petróleo y gas que buscan continuar una tendencia de consolidación de activos conocidos que comenzó en medio de la pandemia de COVID-19 y la caída histórica del valor. de petróleo y gas doméstico.

En el segundo trimestre, Enverus informó que las fusiones y adquisiciones upstream aumentaron a 24 mil millones de dólares en 20 acuerdos liderados por Permian.

“El segundo trimestre vio un regreso atronador a las fusiones y adquisiciones de Permian después de un comienzo de año relativamente tranquilo”, dijo el director de Enverus, Andrew Dittmar. “Se ha estado gestando la necesidad de que los compradores públicos aseguren un inventario de perforación de calidad, y la presión para hacer un trato ha ido en aumento a medida que las oportunidades restantes se reducen con cada transacción sucesiva. Eso, a su vez, está impulsando valoraciones más altas en los activos restantes”.

La perforación de crudo continúa en caída en EEUU

La actividad petrolera en Estados Unidos está estancada. El reporte de Baker Hughes encendió las alarmas ya que en los últimos 7 días se bajaron 5 equipos lo que implicó que el número total de equipos de perforación descendió a 682. Esto significa 71 menos que el año pasado por estas fechas.

El recuento actual es de 393 plataformas menos que el recuento de plataformas a principios de 2019, antes de la pandemia.

El número de plataformas petrolíferas disminuyó en 6 esta semana hasta 546, mientras que el número de plataformas de gas se mantuvo igual, en 130. Las plataformas de gas están ahora 27 por debajo de donde estaban hace un año, mientras que las plataformas petrolíferas están 48 por debajo. El número de plataformas diversas aumentó en 1, situándose en 6.

Asimismo, el número de plataformas en Permian descendió en 1 y se sitúa ahora 8 plataformas por debajo del mismo nivel del año pasado. El número de plataformas en Eagle Ford se mantuvo sin cambios y se redujo en 12 plataformas con respecto al año pasado.

En tanto, el recuento de fracturación de Primary Vision, una estimación del número de equipos que completan pozos inacabados, lo que resulta más barato que perforar nuevos pozos, aumentó por segunda semana consecutiva, en 2 unidades en la semana que finalizó el 16 de junio, hasta 268.

En este sentido, la suma de equipos de fracturación está 16 por detrás del recuento de la cuenca del Eagle Ford. El recuento de fracturación es 16 menos de lo que era el año pasado por estas fechas.

Además de la tendencia a la baja de la actividad de perforación, los niveles de producción de crudo en Estados Unidos cayeron a 12,2 millones de bpd en la semana que finalizó el 16 de junio, según las últimas estimaciones semanales de la EIA, volviendo a los niveles de enero. Los niveles de producción de Estados Unidos han aumentado en 200.000 bpd con respecto a hace un año.