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Shale

Culminaron las fracturas del primer pozo shale de Palermo Aike

YPF y CGC finalizaron con las 12 fracturas del primer pozo shale de Palermo Aike. Maypa.x-1 se denominó la perforación que se realizó en el yacimiento Cañadón Deus y que contó con una profundidad vertical de 3500 metros y una rama horizontal de 1000 metros. El proyecto contó con la metodología plug and perf para fracturar las 12 punciones.

Las operaciones fueron supervisadas por el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal; el presidente de CGC, Hugo Eurnekian y el vicepresidente ejecutivo Upstream de YPF, Matías Farina.

También participaron el vicepresidente de asuntos públicos de YPF, Lisandro Deleonardis; y por CGC fueron parte el CoCEO Pablo Chebli, el COS (Chief os Sttaf) Rodrigo Fernández y la VP de Personas, Julia Sancholuz.

Asimismo, fueron parte de la actividad el vicegobernador de Santa Cruz, Fabián Leguizamón; el ministro de Energía de Santa Cruz; Jaime Álvarez y el presidente de Distrigas Marcelo De La Torre.

La esperanza de Santa Cruz

“Palermo Aike es nuestra gran esperanza, tenemos el desafío de desarrollar con inteligencia y eficiencia, el mayor potencial energético de nuestra historia como provincia”, afirmó Vidal.

Palermo Aike ha generado una gran expectativa en la industria hidrocarburífera, porque abrirá un nuevo polo no convencional en el país y garantizará recursos y desarrollo a Santa Cruz y a toda la Argentina.

“Sabemos que solo el trabajo nos sacará adelante, solo el trabajo, el esfuerzo de todos los días, el compromiso con el desarrollo nacional, la defensa de la Patria y el objetivo siempre prioritario de generar trabajo digno para todos los santacruceños”, aseveró.

“Esta obra, que es el punto inicial del desarrollo no convencional a gran escala en la provincia de Santa Cruz, es la muestra viva de que este camino, que recién comienza, es el que debemos transitar para industrializar nuestra provincia y ponerla en los primeros lugares de interés del mundo”, sostuvo el mandatario santacruceño.

Acuerdos

Para realizar las operaciones, YPF y CGC firmaron un memorándum para que la empresa de mayoría estatal pueda avanzar con las tareas exploratorias en Cañadón Deus, un área dentro de la concesión de El Cerrito, perteneciente a la compañía del holding Eurnekian en Santa Cruz.

El proyecto comenzó el 19 de septiembre de 2023 y la inversión de este primer pozo exploratorio en Palermo Aike rondó inicialmente los 28 millones de dólares.

Una de las dudas que presentaban las tareas era la temperatura de la formación de la Cuenca Austral. La roca madre de la Cuenca Austral posee una mayor temperatura y presión que Vaca Muerta por lo cual los profesionales tuvieron que adaptar el equipo perforador para avanzar con los trabajos. Sin embargo, el primer pozo shale no presentó mayores inconvenientes.

El potencial de Palermo Aike

El desarrollo de Palermo Aike, la formación que ocupa casi todo el margen sur de la extensa provincia de Santa Cruz; permite abrir un nuevo paradigma para la actividad hidrocarburífera.

Con 12.600 kilómetros cuadrados de extensión en la Cuenca Austral, Palermo Aike es la segunda formación en importancia a explorar luego de Vaca Muerta. Se estima que podría tener recursos por 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo y 130 TCFs (medida de volumen equivalente al billón de metros cúbicos) de gas, casi la mitad del recurso existente en Vaca Muerta.

Por sus condiciones geológicas, Palermo Aike es el yacimiento más parecido a Vaca Muerta dada su extensión espacial, la profundidad del objetivo (3000 y 3500 m), origen marino y potencial hidrocarburífero.

Dado el volumen a investigar, este proyecto exploratorio es una oportunidad estratégica para ampliar la frontera no convencional a otros ámbitos geográficos de nuestro país, extrapolando la curva de aprendizaje desarrollada por YPF en Vaca Muerta a lo largo de la última década.

En caso de obtener resultados positivos, ambas compañías avanzarán con el desarrollo de una parte del área, invirtiendo en pozos adicionales e instalaciones asociadas.

Geopark se asocia a Phoenix para llegar a Vaca Muerta

GeoPark anunció el lunes un acuerdo para la compra de participaciones en cuatro bloques de hidrocarburos no convencionales en Vaca Muerta. La petrolera tendrá una participación de 45% en los bloques Mata Mora Norte y Mata Mora Sur en Neuquén, y de 50% en los bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur en Río Negro.

La empresa pagará 190 millones de dólares por las participaciones y financiará exploraciones los próximos dos años.

“Esta transacción es transformadora para GeoPark, ya que añade un crecimiento inmediato de la producción y las reservas que incrementa el valor, al tiempo que aumenta y diversifica materialmente nuestro inventario de perforación a largo plazo en uno de los sistemas petrolíferos más prolíficos del mundo”, dijo el presidente ejecutivo de la compañía, Andrés Ocampo.

La empresa, que tiene además operaciones en Colombia, Ecuador y Brasil, espera un aumento de su producción de entre 5.500 y 6.500 barriles de petróleo equivalente diarios cuando se cierre la transacción, lo que se espera antes del término del tercer trimestre de este año.

La empresa, que tiene además operaciones en Colombia, Ecuador y Brasil, espera un aumento de su producción de entre 5.500 y 6.500 barriles de petróleo equivalente diarios cuando se cierre la transacción, lo que se espera antes del término del tercer trimestre de este año.

Además, GeoPark pagará por el 100% de los compromisos exploratorios hasta por 113 millones de dólares brutos (57 millones de dólares de carry neto), que serán pagados a lo largo de dos años, una adquisición de capacidad de transporte de acuerdo con la participación de 11 millones de dóalres, y un bono de 10 millones de dólares contingente a resultados en la campaña exploratoria de Confluencia.

Métricas de Valoración Competitivas

  • Para el bloque Mata Mora Norte, la valoración es de aproximadamente USD 9.000 por acre.
  • Basadas en reservas netas, las valoraciones son USD 7,1/boe reservas 1P y USD 3,5/boe reservas 2P (D&M, diciembre 2023).
  • Valoración por barril fluyendo al cierre es aproximadamente USD 28.000.
  • El múltiplo EV/EBITDA 2024 es 1.8x (a un precio del petróleo Brent de USD 80-90).
  • El múltiplo EV/EBITDA del plateau es 0.6x (a un precio del petróleo Brent de USD 70).

Financiación y Estructura de Capital

  • La consideración inicial será financiada con una mezcla de efectivo disponible y un retiro parcial de una facilidad de prepago de petróleo existente que ofrece términos flexibles y costo-efectivos. Los compromisos de más largo plazo serán financiados con una combinación de efectivo generado por los activos y financiación.
  • Se espera que la relación proforma de deuda neta a EBITDA Ajustado después de la transacción no exceda 1.1x.

Facilidades e Infraestructura Estratégicas

  • Existen facilidades para manejar 20.000 boepd de producción bruta, y existirán facilidades adicionales en 2025-2026 para atender el plateau de producción estimado.
  • Dos oleoductos atraviesan directamente el bloque y un tercero está en construcción, facilitando las opciones de transporte para la exportación.
  • Aproximadamente 90% de las ventas de petróleo son transportadas por oleoducto, con el 70% destinadas a exportación y el 30% para el mercado doméstico.
  • La producción de gas es aproximadamente 6% de la producción total, con el 50% vendido a terceros y el 50% utilizado para consumo interno.

Planes Indicativos de Actividad

  • El bloque Mata Mora Norte tiene actualmente un equipo de perforación dedicado que está programado para perforar entre 12-15 pozos en 2024.
  • El plan completo de desarrollo y exploración para el bloque Mata Mora Norte incluye agregar un segundo equipo a finales de 2025 para seguir aumentando la producción a los niveles de plateau esperados, lo que incluye estimativos de riesgo de siete pozos comprometidos en dos bloques exploratorios.

Andrés Ocampo, Chief Executive Officer de GeoPark, dijo: “Esta transacción es transformacional para GeoPark, añadiendo producción inmediata que aporta valor y crecimiento de reservas, mientras aumenta y diversifica materialmente nuestro inventario de perforación a largo plazo en uno de los sistemas petroleros más prolíficos del mundo. Estamos particularmente motivados por alcanzar este cambio estratégico junto a PGR, un respetado operador argentino con accionistas de clase mundial y éxito probado en el desarrollo eficiente de las oportunidades no convencionales en Vaca Muerta”.

Chubut no abandona sus esperanzas de avanzar en el shale

Chubut vive una reestructuración de su mapa petrolero después que YPF decidiera vender diferentes áreas en la provincia. La empresa de mayoría estatal se quedará con Manantiales Behr, pero tiene espera la llegada de ofertas por los bloques que ya no los considera redituables para su cartera.

En este sentido, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, sostuvo que la Cuenca del Golfo San Jorge todavía es rentable y subrayó que YPF se retira de determinadas áreas para centrarse en Vaca Muerta.

“Esas áreas son rentables y van a seguir produciendo por lo que es importante para nosotros que esas áreas las tengan empresas que no están en Vaca Muerta”, consideró en referencia a que el shale tiene una rentabilidad de seis meses mientras el convencional debe espera dos o tres años.

“Hay muchísimas empresas que quieren invertir en nuestra cuenca”, subrayó el mandatario en diálogo con Radio Chubut.

La provincia ha tenido varios intentos fallidos de encontrar crudo no convencional, pero Torres sostuvo que la curva de aprendizaje de Vaca Muerta puede ser la clave para conseguir determinadas respuestas.

“Hay un potencial en no convencional que es importante porque la tecnología mejora. En Neuquén también se decía que ya no había más petróleo y, sin embargo, el no convencional generó un boom de inversiones. Acá también hay no convencional y tenemos la posibilidad de avanzar a mediano plazo”, aseguró.

El mandatario chubutense ponderó que la exploración en la formación D-129 continuarán y destacó que la ventaja que existe es que cuenta con infraestructura para hacer más competitiva la cuenca.

Torres se basa en la desregulación de la Ley de Hidrocarburos que propone la Ley Ómnibus. “La posibilidad de que aumenten las regalías en Vaca Muerta, naturalmente nos hace más competitivos a nosotros”, aseveró y adelantó que se está trabajando en un plan de fomento de las cuencas maduras, que buscará replicarse a nivel nacional.

“Tiene que ver con cuestiones puntuales como la posibilidad de importar polímeros para los proyectos recuperación terciaria. Todas esas cuestiones nos ponen también en la vidriera como una plaza atractiva para invertir”, destacó el gobernador de Chubut.

Vaca Muerta: el fracking aumentó un 31,66% en el primer cuatrimestre

Las proyecciones marcan que el 2024 será un año de transición para Vaca Muerta, pero los números del shale no paran de reforzar la curva de crecimiento en cada uno de los indicadores. Si bien la falta de equipos se hace notar en la industria hidrocarburífera, los proyectos siguen estableciendo nuevos récords.

Asimismo, con el paso del tiempo las etapas de fractura se han transformado en una forma de medir de manera precisa la actividad económica del sector, tanto de manera directa como indirecta, utilizada tanto por sector privado como también por el sector público.

En este sentido, las etapas de fractura son uno de los termómetros de actividad de los yacimientos no convencionales. Según el reporte de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, Vaca Muerta registró un crecimiento interanual del 31,66% en el primer cuatrimestre del año en el segmento shale.

El informe marca que en los primeros cuatro meses del 2024 se realizaron 5942 fracturas lo que significa 1429 punciones más que en 2023 (4513). El número es positivo con respecto a las proyecciones ya que se esperan que este año se completen 22 mil etapas de fracturas con un promedio de entre 1.200 y 1.400 fracturas por mes.

Otro dato que arrojó el primer cuatrimestre del 2024 es que hubo 12 operadoras, que implica 3 más (Shell, Chevron y Exxonmobil) que en el mismo periodo del 2023.

Los líderes del shale

En el detalle de las operadoras que realizaron más fracturas en la roca madre durante los primeros cuatro meses del 2024 se establece que YPF sigue liderando las operaciones. La empresa de mayoría estatal desarrolló 2653 punciones marcando un crecimiento del 18% con el mismo periodo del año pasado cuando se alcanzaron las 2248 fracturas.

La segunda más operativa fue Vista. La empresa que lidera Miguel Galuccio realizó 814 punciones en el primer cuatrimestre de este año incrementando su actividad interanual en un 128%. Este aumento la convierte en la segunda operadora que más creció en Vaca Muerta en ese periodo.

El podio es completado por Shell. La compañía anglo-holandesa completó 568 operaciones. Si bien no registró fracturas en el primer cuatrimestre del año pasado, es una de las empresas con más actividad en los primeros cuatro meses del 2024.

Tecpetrol es otra de las operadoras que tiene un crecimiento en Vaca Muerta. La empresa del Grupo Techint realizó 482 fracturas entre enero y abril, lo que implica un aumento interanual del 11%.

Detrás se ubicó Pan American Energy (PAE) con 389 etapas de fractura. El registro posiciona a la compañía del holding Bulgheroni como una de las más activas en el shale, pero también establece una caída interanual del 13%.

Otra de las operadoras que creció durante el primer cuatrimestre fue Pluspetrol. La compañía completó 284 etapas de fractura en Vaca Muerta estableciendo un crecimiento interanual del 8%.

Pampa Energía también tuvo un incremento en sus operaciones en el shale. La compañía desarrolló 250 fracturas lo que significa un aumento interanual del 19% y que se convierta en una de las tres compañías que más creció en Vaca Muerta.

La actividad de Vaca Muerta

Chevron tampoco registró operaciones durante el primer cuatrimestre del 2023, pero entre enero y abril de este año realizó 177 fracturas.

Capsa merece un apartado especial. La compañía de capitales nacionales desarrolló 102 etapas de fractura durante el primer cuatrimestre del 2024 estableciendo un crecimiento interanual del 292%. Además, se convirtió en la operadora que más creció en el shale durante ese periodo.

La contracara es TotalEnergies. La firma francesa fue la que más cayó en Vaca Muerta entre enero y abril: 73,50% ya que en 2024 se realizaron 93 fracturas contra las 352 de 2023.

Phoenix fue la segunda compañía que más disminuyó en el primer cuatrimestre de 2024. La empresa pasó de 148 operaciones en 2023 a 90 punciones en 2024, lo que significa una baja del 39%.

El reporte es cerrado por Exxonmobile. La firma estadounidense no registró fracturas durante el primer cuatrimestre de 2023, pero en los primeros cuatro meses del 2024 llegó a 40 punciones.

YPF: la venta de combustible explicó los US$ 657 millones de ganancia en el primer trimestre

YPF consiguió una ganancia de 657 millones de dólares durante el primer trimestre del año, a pesar de una caída en las ventas, de acuerdo con el informe que presentaron este jueves sus autoridades ante la Comisión Nacional de Valores (CNV). Dicha mejora se debe a un incremento del 11 por ciento en promedio sobre sus precios en dólares.

La empresa presentó los números ante la CNV y este viernes deberá refrendar el informe ante los bancos y fondos de inversión internacionales. La ganancia de la empresa durante los primeros tres meses año representan un incremento del 93 por ciento interanual, debido al aumento del precio de las naftas y gasoil, compensado por una caída en las ventas.

En tanto, las inversiones totalizaron 1.252 millones de dólares, un 4 por ciento menores a las del mismo período del año anterior, aunque mas del 50 por ciento del total se concentró en Vaca Muerta, en línea con la estrategia de crecimiento en el corto plazo de la compañía.

Además, el indicador financiero EBITDA (Earnings Before Interest Taxes Depreciation and Amortization) ajustado alcanzó los 1.245 millones de dólares, es decir un 15 por ciento superior al trimestre anterior. En tanto, interanualmente, el aumento fue aún mayor, impulsado por el crecimiento de la producción de petróleo.

La producción total de hidrocarburos promedió los 526 mil barriles equivalentes de petróleo por día, un crecimiento del 3 por ciento, respecto al primer trimestre de 2023, impulsado por la producción de shale que hoy representa el 49 por ciento del total de la compañía.

Por su parte, la producción de petróleo se mantuvo alta en 255 mil barriles equivalentes diarios, un 7 por ciento superior a la del primer trimestre de 2023. En el mismo período, la producción de crudo shale mostró un crecimiento interanual del 21 por ciento que continuó demostrando resultados positivos, al alcanzar los 112 mil barriles equivalentes por día en el primer trimestre de este año.

Sin embargo, la demanda local de combustibles disminuyó un 11 por ciento con relación al cuarto trimestre del año anterior debido principalmente a la contracción de la demanda minorista y a la demanda estacional de gasoil.

Los niveles de procesamiento en los tres complejos industriales de YPF promediaron los 301 mil barriles día, alcanzando un ratio de utilización del 92 por ciento, es decir un 4 por ciento superior respecto al cuarto trimestre de 2023.

Pampa Energía: crece en gas y buenos resultados en shale oil

Pampa Energía presentó los resultados del primer trimestre de 2024 y destacó el crecimiento de su producción de gas en Vaca Muerta. Su CEO, Gustavo Mariani, afirmó: “Este incremento es el resultado de la inversión que realizamos en El Mangrullo y Sierra Chata y al volumen de venta que obtuvimos en la licitación de la ronda 4.2 del Plan Gas”.

En petróleo, la compañía destacó los resultados de su primer pozo exploratorio en Rincón de Aranda, un yacimiento que opera y donde tiene el 100% tras la adquisición en junio de 2023 de la participación que tenía Total Energies. Se trata de un bloque exploratorio de 240 km2, en el corazón de la ventana de crudo de Vaca Muerta, en la provincia del Neuquén.

Según los análisis de los datos obtenidos, estos valores lo posicionan dentro de los mejores pozos que han sido perforados en la zona. El director ejecutivo de E&P, Horacio Turri, señaló que: “En el bloque Rincón de Aranda podrían perforarse más de 200 pozos con la información a la fecha. Este desarrollo implica niveles de producción de alrededor de 35/40.000 bbls/d”.

En el segmento de generación de energía eléctrica, Pampa informó que continua con las obras de su Parque Eólico Pampa Energía VI en la localidad de Bahía Blanca que sumará 140MW de energía renovable. Con una inversión de 260 millones de dólares, la compañía tiene prevista su habilitación comercial en el segundo semestre del año.

En el marco de la presentación de resultados y ante la pregunta puntual de un inversor sobre posibles acciones legales por la deuda de Cammesa, el CEO de Pampa dijo que se están analizando todas las opciones, pero aclaró que: “Somos optimistas de encontrar una salida a la deuda con Cammesa. Con pequeñas mejoras a la propuesta actual, y teniendo en cuenta las restricciones a las que se enfrenta el secretario de Energía y el tesoro, podemos llegar a lograrlo”

El proyecto shale oil de Pampa Energía

Hay que recordar que en junio de 2023, Pampa Energía anunció la culminación exitosa de la adquisición del área Rincón de Aranda, en la cuenca neuquina. La transacción, que se completó ayer, fue precedida por un acuerdo del 23 de junio de 2023 con Total Austral S.A. (Sucursal Argentina).

Según información a los accionistas: “la Sociedad procedió el 16 de agosto pasado al cierre del intercambio de activos con Total Austral S.A. que fuera informado mediante Hecho Relevante del día 26 de junio de 2023. cierre del intercambio de activos con Total Austral S.A.”

Esta negociación permitió a Pampa Energía asegurarse el 45% de participación restante en el bloque.

Enclavado en la ventana de crudo de Vaca Muerta, en la cuenca neuquina, Rincón de Aranda se erige como un activo estratégico de gran potencial. A pesar de su actual estado no productivo, el bloque posee características geológicas y una ubicación estratégica que permiten a la empresa de Marcelo Mindlin consolidar su posición de productora de crudo.

La adquisición de Rincón de Aranda también implicó la cesión del 100% de la participación accionaria de Pampa Energía en Greenwind, con su activo principal siendo el Parque Eólico Mario Cebreiro. Este movimiento refleja la estrategia de la compañía para enfocarse en la exploración y producción de hidrocarburos.

El cierre definitivo de esta transacción estuvo sujeto al cumplimiento de requisitos previos, incluida la obtención de una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) para el área Rincón de Aranda, con un horizonte de vigencia extendido de 35 años.

En marzo se conectaron 39 pozos en Vaca Muerta

Los proyectos no convencionales comienzan a ser exigidos y responden a las expectativas. El shale de Vaca Muerta demuestra que tiene capacidad de sobra para convertir al país en un player de calidad para satisfacer la demanda regional y conquistar el mundo. Los registros del primer trimestre son un claro ejemplo del futuro hidrocarburífero de Argentina.

Según el informe de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, entre enero, febrero y marzo se conectaron 98 pozos en el no convencional. En el primer mes del año fueron 17, en el segundo se contabilizaron 42 y en el tercero se completaron 39.

En marzo, la actividad se dividió entre 9 pozos de gas y 30 de petróleo. La llegada del invierno demanda un crecimiento en lo que respecta al gas por lo que las operadoras comienzan a acelerar en sus proyectos.

Los trabajos fueron liderados por Tecpetrol. La firma del Grupo Techint conectó 4 pozos en Fortín de Piedra, el yacimiento estrella del shale gas, y 2 pozos en Los Toldos 1 Norte.

Pan American Energy (PAE) conectó 3 pozos en Aguada Pichana Oeste (APO), uno de los proyectos más prometedores en la ventana de gas de Vaca Muerta.

En lo que respecta al shale oil, la actividad no sufrió grandes cambios. YPF siguió marcando una amplia diferencia con el resto de las operadoras. La empresa de mayoría estatal conectó 20 pozos en marzo que fueron distribuidos entre 4 en Aguada del Cañar, 6 en Loma Campana y 10 en La Amarga Chica.

Detrás se posicionó Vista con 7 pozos en Bajada del Palo Oeste, su nave insignia de la compañía en Vaca Muerta, y Shell con 3 pozos en Sierras Blancas.

La actividad en Vaca Muerta

En lo que va del año se estableció que YPF es la compañía que lidera las operaciones. La empresa de mayoría estatal conectó 41 pozos de los cuales 10 realizó en enero, 11 en febrero y 20 en marzo.

El segundo lugar es compartido por Tecpetrol y Vista con 11 pozos cada uno. La empresa del Grupo Techint repartió su actividad entre un pozo fue conectado en enero, 4 en febrero y 6 en marzo.Mientras que la compañía liderada por Miguel Galuccio conectó 4 pozos en febrero y 7 en marzo.

Detrás se posicionó PAE. La empresa lleva conectados 10 pozos divididos entre 3 en el primer mes del año, 4 en febrero y 3 en marzo. En tanto, Shell conectó 8 pozos distribuidos entre 5 de febrero y 3 de marzo.

Asimismo, Capex y Pampa Energía completaron 4 pozos cada una y TotalEnergies, Chevron y Kilwer conectaron 3 pozos cada uno.

Hay que recordar que el año pasado se conectaron 540 pozos de crudo en el país, lo que significa un promedio 45 pozos productivos de explotación mensuales, cifra que se ubicó levemente por encima de los 43 verificados en el año previo.

En el caso de la actividad en Vaca Muerta, la cantidad promedio mensual fue de 20 pozos, y marcó un crecimiento de tres pozos mensuales en comparación con 2022.

En el último año se registró un promedio mensual de 47 plataformas activas de petróleo en todo el país, dos más con respecto a 2022. Aunque el nivel de perforación se ubicó por debajo del promedio verificado durante la última década (56 plataformas / mes).

Vista suma un perforador en Vaca Muerta

Vista, la segunda operadora de hidrocarburos no convencionales de Argentina, informó este jueves que acelerará su actividad en Vaca Muerta y que proyecta alcanzar los 85.000 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d) en el cuarto trimestre de este año.

Esa proyección está por encima del promedio actual de 62.000 boe/d y de los 56.400 boe/d alcanzados en el último trimestre del 2023. El aumento de la producción se dará gracias a la incorporación de un tercer equipo de perforación, que comenzará a operar en sus áreas en la segunda mitad del año, dijo la compañía.

“Este equipo nos dará flexibilidad para acelerar significativamente nuestra actividad de perforación en nuestros bloques, lo que nos permitirá mejorar nuestras proyecciones de producción para el cuarto trimestre de 2024, estimadas en más de 85.000 barriles equivalentes de petróleo por día”, dijo el fundador y presidente ejecutivo de Vista, Miguel Galuccio, durante la presentación de resultados a inversores.

Vaca Muerta, que aloja la segunda reserva de gas no convencional del mundo y la cuarta de petróleo, es la esperanza de Argentina para revertir un importante déficit en la balanza comercial energética y convertirse en exportador neto de energía, lo que permitirá incrementar el ingreso de divisas y fortalecer las reservas del banco central.

La empresa dijo en febrero que proyecta alcanzar los 100.000 boe/d de producción para el año 2026 y 150.000 barriles para 2030.

Vista reportó ganancias ajustadas netas por 47,4 millones de dólares en el primer trimestre del año, comparado con ganancias por 72 millones de dólares en el mismo período del 2023.

La petrolera dijo que redujo sus costos operativos un 33%. Además, aumentó 5% su producción total y un 7% la de petróleo respecto del mismo periodo del 2023.

El beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones (EBITDA) ajustado para el período fue de 220.6 millones de dólares, un 8% más que en el primer trimestre del 2023, impulsado principalmente por menores costos operativos e ingresos por ventas estables.

La producción de Vista

Durante el trimestre, Vista conectó 11 pozos nuevos: tres a mediados de febrero y ocho en el mes de marzo y, además, conectó un pad de tres pozos en el bloque Bajada del Palo Este la semana pasada, cuyos resultados se verán reflejados en el segundo trimestre del año.

Actualmente, la empresa produce 62 mil barriles equivalentes de petróleo por día y proyecta un crecimiento de la producción de dos dígitos durante el segundo trimestre, en comparación con el trimestre anterior.

El precio promedio de petróleo crudo se situó en 70.3 $/bbl, lo que representó un incremento del 4% con respecto al trimestre anterior y un aumento del 6% en comparación con el mismo período del año anterior. Además, en este trimestre, el 57% de los volúmenes de ventas de petróleo, sumando mercados internacionales y doméstico, se vendieron a precios de paridad de exportación.

El EBITDA ajustado para el primer trimestre de 2024 alcanzó 220.6 millones de dólares, reflejando un aumento del 8% en comparación con el mismo período del año anterior, impulsado principalmente por menores costos operativos e ingresos por ventas estables. Gracias a la reducción de costos obtenida, el margen de EBITDA ajustado fue del 68%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales con respecto al primer trimestre de 2023.

En el periodo, el flujo de efectivo libre fue negativo en 84 millones de dólares, dado el incremento en la actividad de perforación y completación en las áreas que la compañía opera en Vaca Muerta.

Las empresas aceleran la perforación en el shale

El shale pisa el acelerador y se prepara para seguir rompiendo récords. En febrero se registraron 42 pozos en el no convencional lo que significó un incremento del 147% con respecto a enero (17). La actividad se dividió entre 25 pozos de petróleo y 17 de gas.

En lo que refiere a shale oil, YPF lideró la actividad con 8 pozos conectados. La empresa de mayoría estatal registró 6 perforaciones en La Amarga Chica, uno de los bloques más productivos del país, y 2 pozos que responden a la exploración de Vaca Muerta en Mendoza: uno en Paso de las Bardas Norte y uno en CN VII A.

Shell también registró un buen rendimiento. La operadora anglo-holandés conectó 5 pozos en su yacimiento Cruz de Lorena.

Vista cerró el podio. La empresa que lidera Miguel Galuccio realizó 4 perforaciones en Bajada del Palo Oeste, su nave insignia en Vaca Muerta.

El informe también marca que Capsa contabilizó 4 pozos conectados en Agua del Cajón; Kilwer realizó 3 pozos en Mata Mora Norte; y Pampa Energía conectó un pozo en Rincón de Aranda.

Con respecto al gas, Pan American Energy (PAE) y Tecpetrol lideraron la actividad. La compañía del holding Bulgheroni conectó 4 pozos en Aguada Pichana Oeste (APO), uno de los bloques que más aumentó su productividad en los últimos años. La misma cantidad de pozos conectó la compañía del Grupo Techint en Fortín de Piedra, el emblema del shale gas.

Detrás se posicionó Pampa Energía con 3 pozos en Sierra Chata; TotalEnergies perforó 3 pozos en Aguada Pichana Este; e YPF conectó 3 pozos en Aguada de la Arena.

Febrero significó un salto en la perforación del shale.

 

Quienes lideran el shale

En lo que va del año se estableció que YPF es la compañía que lidera las operaciones. La empresa de mayoría estatal conectó 21 pozos de los cuales 10 realizó en enero y 11 en febrero.

PAE es la segunda operadora con más actividad. La empresa lleva conectados 7 pozos divididos entre 3 en el primer mes del año y 4 en febrero.

Tecpetrol fue la tercera con más perforaciones. La compañía desarrolló 5 pozos, de los cuales un pozo fue conectado en enero y los otros cuatro en febrero. La misma cantidad de pozos fue realizada por Shell, donde todas las operaciones fueron registradas en el segundo mes del año.

Asimismo, Vista, Capex y Pampa Energía completaron 4 pozos cada una y TotalEnergies, Chevron y Kilwer conectaron 3 pozos cada uno.

Hay que recordar que el año pasado se conectaron 540 pozos de crudo en el país, lo que significa un promedio 45 pozos productivos de explotación mensuales, cifra que se ubicó levemente por encima de los 43 verificados en el año previo.

En el caso de la actividad en Vaca Muerta, la cantidad promedio mensual fue de 20 pozos, y marcó un crecimiento de tres pozos mensuales en comparación con 2022.

En el último año se registró un promedio mensual de 47 plataformas activas de petróleo en todo el país, dos más con respecto a 2022. Aunque el nivel de perforación se ubicó por debajo del promedio verificado durante la última década (56 plataformas / mes).

Fracking: Vaca Muerta logró otro registro top

Vaca Muerta logró romper su propio récord en etapas de fractura. Es que en el tercer mes del año se contabilizaron 1643 operaciones en el segmento shale, lo que significa un nuevo número top al superar las 1389 etapas que se alcanzaron en septiembre del año pasado.

El registro implica un 17% más con respecto al noveno mes del 2023, un aumento del 22% con respecto a febrero de este año y un incremento interanual del 38%.

El récord se explica gracias a que las operadoras aceleran sus operaciones en los proyectos en la formación no convencional.

Según el informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, YPF es quien lidera las tareas en el shale. La empresa de mayoría estatal solicitó 662 punciones durante marzo.

Vista contabilizó 323 fracturas. La empresa que lidera Miguel Galuccio fue la segunda más operativa en el shale.

El podio fue completado por Shell. La operadora anglo-holandesa desarrolló 153 etapas de fractura.

Después se posicionaron Pampa Energía con 133 operaciones, Tecpetrol con 130 punciones, Pluspetrol con 117 fracturas, TotalEnergies con 59 punciones, Chevron operaciones 34 y Pan American Energy (PAE) con 32 etapas de fractura.

El servicio de Vaca Muerta

El nuevo récord de fracking en la formación no convencional también implicó que las empresas de servicio tuvieran un crecimiento en sus actividades. Todas las compañías tuvieron operaciones que superaron las 100 fracturas en el tercer mes del año.

En el informe del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros, la más solicitada por las operadoras durante marzo fue Halliburton. Los trabajadores de mameluco rojo realizaron 729 etapas de fractura repartidas entre 409 de YPF, 153 de Shell, 133 de Pampa Energía y 34 de Chevron.

En segundo lugar quedó Schlumberger. La empresa contabilizó 430 operaciones que se dividieron en 241 de YPF y 189 de Vista.

Otra de las empresas que tuvo una buena performance fue Calfrac. La empresa con mamelucos verdes realizó 166 operaciones que fueron solicitadas por Vista (134) y PAE (32).

Asimismo, Tenaris completó 189 etapas de fractura. La empresa realizó 130 operaciones para Tecpetrol, su hermana del Grupo Techint. También sumó 59 para TotalEnergies.

El registro cierra con Weatherford. La compañía registró 129 punciones divididas entre 117 para Pluspetrol y 12 para YPF.

El próximo cuello de botella que deberá resolver Vaca Muerta es la limitación de perforadores. La falta de equipos pone dudas sobre el cumplimiento de los planes de inversión de las compañías.

Para tener un parámetro de lo que es la actividad, el año pasado se tuvo que bajar un cambio en la velocidad de las etapas de fractura. Es que los sets no tenían pozos para fracturar debido a que los perforadores no cumplieron con la demanda de las empresas.

Fucello proyectó que para este año se planean unas 18.000 etapas de fractura en la formación no convencional. Esto significa cerca de 4 mil punciones más que el año pasado con un promedio de entre 1.200 y 1.400 fracturas por mes.