Camioneros en contra del plan 4×4 de YPF y amenaza con parar Vaca Muerta

YPF avanza con su plan de retiro de los yacimientos convencionales. El acuerdo firmado entre los gremios de petroleros privados de Chubut, Santa Cruz, Tierra del Fuego, Mendoza y Río Negro marca que los operarios cobrarán la mayor parte de sus salarios por cuatro meses a la espera que una nueva operadora se haga cargo de los activos.

Sin embargo, este convenio no cayó bien en todos los sectores. La Federación Nacional de Trabajadores Camioneros y Obreros del Transporte Automotor de Cargas, Logística y Servicios se declaró en alerta y movilización si la empresa de mayoría estatal decide avanzar con sus intenciones.

Mediante un comunicado que lleva la firma de Hugo Moyano, la federación manifestó “su más enérgico rechazo y profunda preocupación ante la maniobra que se está pretendiendo llevar a cabo a partir del mes de abril, la cual dejaría sin empleo a 2.000 trabajadores camioneros en las provincias de Chubut, Santa Cruz, Mendoza, Neuquén, Tierra del Fuego, Salta, La Pampa, Formosa y Rio Negro”.

Tal como se viene informando, YPF dejará de operar en 55 áreas convencionales para centrarse en sus proyectos en Vaca Muerta, Palermo Aike y el offshore. Camioneros cuestiona el “Plan 4×4” que pretende llevar a cabo Horacio Marín y afirmó que “esta medida parece ser una artimaña para eliminar estos puestos de trabajo bajo la excusa de vender dichas áreas a otras empresas explotadoras de petróleo”.

“Es importante destacar que la suspensión propuesta, que se pretende prorrogar indefinidamente, dejaría desamparados a los trabajadores y., además, perjudicaría a los habitantes de las provincias mencionadas dejando sin resarcir el pasivo ambiental”, cuestionó.

“Este accionar muestra una clara maniobra para pasar por encima de la ley e ir privatizando la empresa paulatinamente, a través de la venta de estas áreas petroleras que aún se encuentran en condiciones de seguir siendo explotadas”, criticó.

En este sentido, la Federación de Camioneros rechazó categóricamente la medida y se declaró en estado de alerta y movilización. “Tomaremos todas las medidas gremiales correspondientes a nivel nacional, incluyendo acciones en la provincia de Neuquén y en todas las destilerías del país pertenecientes a YPF”, advirtió.

El gremio también adelantó que, si la decisión no es revertida de manera inmediata, “nos veremos en la necesidad de movilizarnos a las oficinas centrales de la empresa y a la Ciudad de Añelo en defensa de los puestos de trabajo de nuestros afiliados”.

“Esperamos que esta situación pueda ser abordada con la seriedad y la responsabilidad que amerita, en pos de encontrar una solución que resguarde los derechos de los trabajadores y el bienestar de las comunidades afectadas”, aseveró la Federación.

Capsa realizó cuatro pozos para conocer el potencial de Agua del Cajón

Capsa sigue explorando Vaca Muerta. La compañía apuesta a los trabajos en Agua del Cajón para conocer el potencial del área en tight gas y shale.

Los trabajos se dan en el marco del contrato de Farm Out que firmó con Trafigura Argentina S.A. el 4 de julio de 2023 para conocer la viabilidad del proyecto del bloque de la formación no convencional. La empresa que en la Argentina controla la red de estaciones Puma asumió el compromiso de participar con la sociedad en el desarrollo de 4 pozos, y tendrá derecho, durante 30 meses, a participar en 12 pozos adicionales, para lo cual aportará el 30% de la inversión de los pozos en los que participe y a su vez tendrá en derecho a la producción resultante de los mismos durante 12 años.

Según informó Capsa a la Comisión Nacional de Valores (CNV), las compañías avanzaron en febrero de este año en la terminación del PAD de 4 pozos horizontales de entre 2.500 y 2.850 metros (PAD-1050) en Agua del Cajón. “A la fecha de emisión de los presentes estados financieros, los pozos se encuentran en la etapa de limpieza post estimulación”, comunicó la empresa.

“La completación concluyó el 15 de enero. Esta etapa implicaba la realización de fracturas en el PAD ADC-1050. Realizamos un total de 174 operaciones de estimulación, con un promedio de 44 fracturas por pozo. Este éxito fue posible gracias al diseño, coordinación y ejecución liderados por el sector de Ingeniería Comahue, y con el acompañamiento de áreas clave de toda la compañía”, agregó la compañía en cuenta de Linkedin.

“Es importante destacar que este logro se alcanzó en condiciones desafiantes, buscando opciones que permitieran superar barreras y generar acuerdos con proveedores que hicieran factible este proyecto. De esta manera redujimos significativamente los tiempos de operación y costos asociados. Todos los equipos involucrados de la Compañía han trabajado para garantizar la disponibilidad de recursos y la excelencia en todas las fases del proyecto”, subrayó.

En materia de hidrocarburos, la empresa de capitales nacionales destacó que continuará llevando a cabo el plan de perforación y reparación previsto para el presente ejercicio en las distintas áreas convencionales y no convencionales (Vaca Muerta) en las que opera.

“Asimismo, como parte de la estrategia de crecimiento, la sociedad continuará evaluando potenciales adquisiciones de activos hidrocarburíferos locales que permitan incrementar los niveles de producción y reservas”, adelantó Capsa teniendo en cuenta que es una de las potenciales candidatas a quedarse con las áreas que devolverá YPF en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Hay que recordar que, en noviembre del año pasado, la firma de capitales nacionales informó a la CNV que no seguiría explorando el área Parva Negra Oeste en la Cuenca Neuquina porque no encontró gas no convencional “comercialmente explotable”.

“Habiendo cumplido con las inversiones comprometidas y transcurrido el primer período exploratorio sin el hallazgo de hidrocarburos comercialmente explotables, la sociedad ha optado por no continuar con el segundo período exploratorio dando por terminado el contrato conforme los términos y condiciones del mismo”, aseveró Capsa.

La petrolera había firmado un contrato para buscar shale gas en noviembre de 2019 en acuerdo con la compañía provincial Gas y Petróleo (GyP) de Neuquén con un compromiso de inversión de US$ 19 millones. Además, la empresa había desembolsado 5,5 millones de dólares más en concepto de acceso al área. En el caso de encontrar hidrocarburos económicamente extraíbles, el acuerdo implicaba una concesión de explotación no convencional de 35 años.

Shell comprará energía renovable a Genneia para abastecer Vaca Muerta

En el marco de su compromiso con la transición energética, Shell Argentina firmó un acuerdo con Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, para abastecer la demanda energética de sus bloques operados en Vaca Muerta.

Dicha alianza concretará a través del sistema privado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), con un contrato de provisión de energía verde que tiene una duración de 7 años para cubrir las operaciones de Shell en Argentina, iniciando el 1° de mayo de 2024. La energía renovable será suministrada desde un pool de activos de Genneia, conformado por parques eólicos y solares.

“Este acuerdo es muy significativo para la ambiciosa estrategia de descarbonización de nuestras operaciones en Vaca Muerta. Abastecer con energía eólica y solar nuestras plantas de procesamiento y consumo de pozos productivos traerá un avance muy importante en nuestras metas de reducción de emisiones en el país”, celebró Ricardo Rodríguez, Presidente de Shell Argentina.

La meta de Shell

La estrategia de descarbonización de Shell en Argentina está alineada con las metas de reducción de emisiones de la compañía a nivel global. Mediante este acuerdo, Shell Argentina se asegura mantener sus emisiones de Alcance 2 en cero, como así también hacer una contribución directa al desarrollo de energías renovables en Argentina.

De esta forma, Genneia sigue creciendo en el MATER, expandiendo su cartera de clientes, compuesta actualmente por más de treinta empresas.

Bernardo Andrews, CEO de Genneia, manifestó: “Estamos orgullosos de acompañar a Shell con sus objetivos estratégicos de reducir las emisiones de carbono, aumentar la eficiencia energética y que confíen en Genneia para alcanzarlos. Nuestras energías renovables y limpias son la base para la transición energética”.

Los contratos de suministro a largo plazo (PPA) son una de las soluciones energéticas que Genneia pone a disposición de todas aquellas empresas comprometidas con la reducción de emisiones.

Los mercados que puede conquistar Vaca Muerta

En el mundo atravesado por los conflictos políticos, Argentina cuenta con un panorama libre y sin mayores complicaciones en sus relaciones diplomáticas. La geopolítica es un activo que cada vez vale más y permite elevar la cotización de sus exportaciones. El resultado es un gran atractivo por los recursos de Vaca Muerta.

A partir del conflicto entre Ucrania y Rusia, el gas tuvo una resignificación como el combustible para la transición energética, pero también es la carta de los países para conseguir su seguridad energética. El objetivo de Europa es reducir la dependencia energética con Rusia por lo que se ha transformado en un gran comprador de gas natural licuado (GNL).

Para Gabriela Aguilar, vicepresidenta para Sudamérica y Country Manager Argentina en Excelerate Energy, Argentina debe aprovechar esa ventana que se abre en el mundo. “Las oportunidades que tiene el país son muchas a partir de las reservas de Vaca Muerta ya que no solo se debe pensar en Europa o Asia, sino también en el mercado regional”, afirmó.

Según las proyecciones, Brasil también se verá perjudicado por el declino de la producción de Bolivia por lo que necesitará de otra fuente de energía para satisfacer su demanda. “Ahí hay una ventana de oportunidad para la exportación de gas vía pipeline”, subrayó.

El gigante latinoamericano también es un gran consumidor de GNL donde la sequía del 2022 le llevó a importar 75 cargamentos. Esa es otra chance que puede ser aprovechada por el shale gas.

“Hoy se estima que para el 2040 la demanda global de GNL va a estar ubicada en los 700 millones de toneladas, cuando hoy la demanda/oferta que tenés es de 400 millones de toneladas. Y para el 2030 se espera que se va a estar incorporando entre 70 y 120 millones de toneladas. Más allá de los números y el volumen en sí mismo, hay una enorme ventana de oportunidad para que Argentina pueda desarrollar proyectos de GNL”, consideró Aguilar en el marco del evento AmCham Summit 2024: Una Argentina viable.

Los proyectos de gas natural licuado son complejos y demandan una cierta cantidad de tiempo, pero Vaca Muerta y las demás cuencas productivas cuentan con todo lo necesario para satisfacer la demanda mundial. El desafío está en brindar previsibilidad y conformar un marco regulatorio robusto donde los proyectos puedan centrar sus bases.

“Todos los proyectos de gas y de GNL requieren un alto nivel de inversión de capital, con lo cual dar certeza de largo plazo a este tipo de inversiones es muy importante. Y después ayudar a tener adecuación de marcos regulatorios, incluso técnicos, es muy importante”, aseveró la directiva de Excelerate Energy.

YPF invertirá 3 mil millones de dólares en Vaca Muerta

YPF centrará toda su atención en Vaca Muerta y realizará la mayor inversión de su historia para acelerar el desarrollo del no convencional. La empresa de mayoría estatal presentó su estrategia “Plan 4×4″, que buscará transformarla en un activo de clase mundial.

Para alcanzar este objetivo, la compañía se propone batir récords en la producción de petróleo y gas en Argentina para transformarse en una gran exportadora de hidrocarburos para el año 2030.

La propuesta fue presentado por Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, y está centrado en 4 pilares:

* Aceleración de la producción de petróleo en Vaca Muerta: A partir de los niveles de competitividad y eficiencia alcanzados en los últimos años, YPF espera un crecer a partir del desarrollo de Vaca Muerta, al pasar de una producción de 97 mil barriles de petróleo por día en 2023 a 250 mil barriles de petróleo por día en 2027. Como resultado, el 80% de la producción total de petróleo de la compañía será no convencional.

* Disciplina financiera en la gestión de inversiones: La compañía priorizará las inversiones de mayor rentabilidad, buscando maximizar el valor para sus accionistas. En este sentido, en febrero de 2024, el Directorio de la compañía aprobó un plan de optimización de yacimientos convencionales maduros. El plan contempla la salida de más de 50 bloques convencionales, que representan el 60% de la producción de petróleo convencional y el 40% de la producción de gas convencional y menos del 1% del EBITDA de la compañía. De esta forma, YPF busca racionalizar significativamente sus costos operativos, reduciendo un 50% el lifting cost en los próximos 2 años y redirigir alrededor de 800 millones de dólares de inversiones al desarrollo de Vaca Muerta.

* Maximizar las eficiencias operativas en los negocios: En el negocio del Upstream, YPF aspira a continuar mejorando las eficiencias operativas en la perforación y fractura de pozos entre un 10% y 15% en los próximos 2 años mediante la automatización, estandarización de procesos y la incorporación de nuevas tecnologías. Adicionalmente, en el negocio del Downstream, la compañía apunta a crecer un 10% los niveles de procesamiento de sus refinerías y reducir costos operativos que le permitan mejorar los márgenes del negocio hasta 3 dólares por barril en 2027.

* Proyecto de Gas Natural Licuado (Gas Natural Licuado) en Argentina: El cuarto y último pilar del Plan se basa en la construcción de la primer planta de licuefacción para exportar GNL en Argentina. Se trata de un proyecto transformador para la compañía en el mediano y largo plazo, que le permitirá al país exportar anualmente unos 15 mil millones de dólares de gas a partir 2032. YPF espera liderar el proyecto en conjunto con otros socios de la industria.

Por último, en el plano financiero, la compañía espera mantener una política de prudencia financiera, proyectando para el año 2024 niveles de endeudamiento neto de entre 1,5 y 1,7 veces el EBITDA ajustado.

Vaca Muerta espera un año récord en materia de inversiones

El 2024 se espera que sea otro año récord para Vaca Muerta. Las empresas proyectan invertir más de 9 mil millones de dólares en sus proyectos lo que representa un 13% más que el año pasado.

En los planes convencional y no convencional, Neuquén recibirá inversiones por 9.050,79 millones de dólares con un total de 427 pozos en proyecto.

El documento proporciona información provisional, ya que el plazo para que las empresas presenten sus planes al Gobierno de Neuquén es hasta el 31 de marzo, según lo estipulado en la resolución 2057/95 de la Secretaría de Energía de la Nación. Sin embargo, las fuentes consultadas coinciden en que estos números apenas variarán hacia finales de mes.

YPF encabeza las inversiones con 4,300 millones de dólares. Aunque el proceso de reestructuración que planea llevar a cabo la compañía podría afectar esta cifra, se espera que el impacto sea mínimo debido a su enfoque predominante en el shale oil en Neuquén, donde cuenta con pocos campos maduros en la provincia cabecera de Vaca Muerta. La proyección incluye la perforación de 224 pozos a lo largo del año.

Otra importante inversora será Vista. Según confirmó su presidente y CEO, Miguel Galuccio, la compañía destinará 903 millones de dólares este año, con una campaña de perforación de 47 pozos, concentrándose en las áreas de Bajada del Palo Oeste y Bajada del Palo Este.

Pluspetrol planea invertir 861.1 millones de dólares en proyectos de shale, principalmente en La Calera. Sus planes incluyen aumentar la producción de gas y petróleo para posicionarse como uno de los principales productores, como lo expresaron sus autoridades en la Argentina Oil & Gas 2023. Se estima una campaña de perforación de 34 nuevos pozos.

Pan American Energy también tendrá un año activo en Vaca Muerta, con una inversión de alrededor de 848 millones de dólares. La compañía ya ha iniciado una campaña de perforación que abarca desde la ventana del petróleo, con Lindero Atravesado y Coirón Amargo Sur Este, hasta la del gas, en Aguada Pichana Oeste y Aguada de Castro. Para 2024, planean perforar 38 pozos.

Tecpetrol tiene previsto invertir alrededor de 480.96 millones de dólares y perforar 21 pozos en Neuquén. Mientras continúan fortaleciendo su operación en shale gas en Fortín de Piedra, donde han invertido más de 3,500 millones de dólares en siete años, su próximo gran paso será el shale oil en Los Toldos 2 Este.

La reciente visita del presidente de Shell Argentina, Ricardo Rodríguez, a Neuquén permitió al nuevo ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, conocer los proyectos de la compañía, especialmente en Upstream e infraestructura para Bajada de Añelo. Las inversiones en Vaca Muerta por parte de Shell alcanzarán los 448.98 millones de dólares, con la intención de concretar 16 pozos.

Entre las compañías que están ganando terreno en Vaca Muerta se encuentran Chevron, socia de YPF en Loma Campana, con una inversión de 313.40 millones de dólares este año (que incluye sus planes en El Trapial), y Phoenix Global Resources con 132 millones de dólares para expandir la exploración en el norte de la provincia.

Además, TotalEnergies tiene previsto invertir 246 millones de dólares, Pampa Energía 238 millones de dólares y ExxonMobil 191 millones de dólares.

Cuáles son los yacimientos de Vaca Muerta que más aumentaron su producción

La rotura de la boya Punta Cigüeña, operada por Oiltanking Ebytem, generó que la producción de crudo de Vaca Muerta tuviera una merma (1,72%) durante enero. Según informó la empresa, las reparaciones estarán completas a fines de marzo por lo que en febrero se podría volver a ver perjudicada la evacuación de los yacimientos de la Cuenca Neuquina.

Más allá de los inconvenientes, durante enero, el shale oil continuó con una senda de crecimiento donde los bloques registraron un crecimiento de hasta un 18%.

Según el informe de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, Bandurria Sur fue el yacimiento que más creció en el primer mes del año. Su producción pasó de 29,8 mil barriles diarios (kbbl/día) en enero de 2023 a 48,1 kbbl/día en el mismo mes de 2024, lo que marca un aumento interanual del 18,3%. El bloque es operado por YPF.

En segundo lugar se posicionó Bajada del Palo Oeste. La nave insignia de Vista registró 29,5 kbbl/día en enero de 2023 a producir 42 kbbl/día en enero de 2024. Esto establece un crecimiento interanual del 12,6%.

El podio fue completado por Loma Campana. El área símbolo de YPF y Vaca Muerta pasó de una producción de 74,5 kbbl/día en enero de 2023 a 84,2 kbbl/día en el mismo mes de 2024, lo que significa un incremento interanual del 9,8%

Detrás se ubicó La Amarga Chica, otro bloque operado por YPF. El yacimiento pasó de 49, 3 kbbl/día en enero de 2023 a 55,6 kbbl/día, lo que establece un aumento interanual del 6,3%.

Lindero Atravesado cierra el registro con un crecimiento interanual del 0,9%. El área operada por Pan American Energy (PAE) registraba una producción de 2,3 kbbl/día en enero de 2023 mientras que en enero de 2024 llegó a los 13,2 kbbl/día.

Asimismo, el resto de los bloques también registraron un crecimiento interanual. El conjunto de yacimientos pasó de 89,3 kbbl/día en enero de 2023 a 102,2 kbbl/día en el mismo mes del 2024. Esto da un aumento 12,9%.

 

 

Yacimientos gasíferos

La época del año genera que la producción de gas disminuya, pero los bloques de shale siguieron con números top para el país.

Aguada Pichana Este (APE), el yacimiento operado por TotalEnergies, fue el área que más incrementó su producción en el primer mes del año. El bloque obtuvo un crecimiento interanual del 1,4% al pasar de 7,3 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) en enero de 2023 a 8,7 MMm3/día en el mismo mes de 2024.

Aguada Pichana Oeste (APO) estuvo muy cerca de APE. El área operada por PAE registró 5,3 MMm3/día en enero de 2023 contra los 6,7 MMm3/día de enero de 2024. Esto significó un crecimiento interanual del 1,3%.

La Calera también fue otra de los bloques que estableció un crecimiento interanual: 0,1%. El yacimiento operado por Pluspetrol pasó de 4,5 MMm3/día en enero de 2023 a 4,6 MMm3/día en el mismo mes de 2024.

Dos jugadores fuertes del shale gas establecieron bajas en su producción. Fortín de Piedra, la estrella de Tecpetrol, sufrió una caída interanual del 0,4% al pasar de 13,4 MMm3/día en enero de 2023 a 13 MMm3/día en el mismo mes de 2024.

Rincón del Mangrullo, por su parte, tuvo una baja del 1% al pasar de 5,4 MMm3/día en enero de 2023 a 4,5 MMm3/día en enero de 2024. Esto da una caída interanual del 1% en el bloque operado por YPF.

En cuanto si se toma la producción del resto de las áreas no convencionales se obtiene un crecimiento interanual del 4,2%. En enero del año pasado se contabilizaron 14,4 MMm3/día mientras que en el primer mes de este año se consolidaron 18,6 MMm3/día.

El fracking de Vaca Muerta sigue en niveles altos

El fracking de Vaca Muerta comenzó el año con un fuerte nivel de actividad. En enero se registraron 1351 etapas de fractura, lo que fue un índice positivo porque se encuentra dentro del promedio ideal de 1400 punciones por mes para cumplir con los planes de inversión. Y febrero mantuvo la línea.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de la empresa NCS Multistage, en el segundo mes del año se completaron 1348 punciones en el segmento shale en la formación no convencional. Las operaciones fueron realizadas por 7 compañías.

En el reporte se destaca que YPF sigue liderando la actividad en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal realizó 654 fracturas sacando una amplia diferencia a las demás operadoras.

En segundo lugar se ubicó Vista. La empresa que lidera Miguel Galuccio completó 153 punciones en la roca madre de la Cuenca Neuquina.

El podio fue completado por Chevron. La compañía norteamericana registró 143 etapas de fractura en Vaca Muerta.

Asimismo, Pan American Energy (PAE) solicitó 121 operaciones, Pluspetrol realizó 106 etapas de fractura, Tecpetrol llevó a cabo 88 punciones y Pampa Energía completó 78 fracturas.

En cuanto a las empresas de servicio no hubo cambios. Halliburton sigue siendo la compañía más solicitada. En febrero completó 585 etapas de fractura distribuidas en 442 para YPF y 143 para Chevron.

Asimismo, Schlumberger desarrolló 365 operaciones distribuidas entre 212 de YPF y 153 para Vista; y Calfrac efectivizó 121 para PAE y 5 para Vista.

Weatherford realizó 106 operaciones para Pluspetrol y Tenaris desarrolló las 88 etapas de fractura para Tecpetrol, su empresa hermana del Grupo Techint.

Además, YPF realizó 24 punciones en el segmento tight en Vaca Muerta. Las operaciones fueron completadas por San Antonio Internacional.

El problema de Vaca Muerta ya no pasa por los sets de fracturas disponibles sino en los perforadores. Los equipos son el nuevo cuello de botella para cumplir con 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.

El también presidente de la Fundación de Contactos Petroleros 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.

El shale mantiene el promedio de pozos conectados por mes

La actividad de Vaca Muerta sufrió una leve caída durante enero debido los problemas que registró una de las boyas de OilTanking Ebytem, pero la perforación impulsada por el shale oil se mantuvo en el promedio mensual del año pasado.

Según el informe de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, en el primer mes del 2024 se conectaron 17 pozos donde YPF volvió a liderar las operaciones.

El documento revela que la empresa de mayoría estatal conectó 10 pozos en la ventana petrolera de la formación no convencional. En Bandurria Sur se conectaron 6 pozos mientras que en Aguada del Chañar se conectaron 4 más.

Detrás se posicionaron, Pan American Energy (PAE) y Chevron con 3 pozos cada una. La empresa del holding Bulgheroni completó sus perforaciones en Coirón Amargo Sur Este (CASE) y la compañía estadounidense realizó lo mismo en El Trapial Este, su proyecto petrolero en Vaca Muerta.

El registro fue cerrado por Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint conectó un nuevo pozo gasífero en Fortín de Piedra, la nave insignia del shale gas.

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, según destaca un informe de la consultora Economía & Energía.

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.

YPF fue la empresa que mayor cantidad de pozos de explotación terminó durante todo el año pasado, con un total de 257 pozos, a un promedio de 21,4 pozos al mes.

En segundo lugar se ubicó Pan American Energy (PAE), con 162 pozos, seguida por Capsa-Capex con 55. En el cuarto escalón quedó PCR, con 19; y en quinto lugar Tecpetrol (16 pozos). Mientras que CGC registró 12 y Chevron 9 pozos enganchados.

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).

Vaca Muerta cerró un año récord y proyectan un desempeño mayor para 2024

La actividad productiva en Vaca Muerta alcanzó en 2023 unas 14747 fracturas, una marca récord que significó un incremento de 17,6% respecto al año anterior.

Para 2024, la cantidad de fracturas podrían crecer de manera exponencial a 18.000 etapas.

Así se desprende del informe realizado por Luciano Fucello, country manager en NCS Multistage, en el cual se precisó que en diciembre se realizaron 1125 fracturas, con una caída de 13%, respecto al desempeño alcanzado en diciembre de 2022 y una mejora de 9% respecto a noviembre pasado.

De esta manera, la marca récord del año se registró en septiembre cuando las operadoras realizaron 1.398 etapas de fractura, el mejor desempeño desde agosto de 2022 cuando se realizaron 1.379 etapas.

De acuerdo al informe, en diciembre se concretaron 1125 etapas de fractura que fueron desarrolladas por YPF con 371 etapas de fractura YPF en Vaca Muerta, con la particularidad de que la empresa también desarrolló tareas en otras provincias.

Se trata de las áreas no convencionales de Vaca Muerta en el límite sur de la provincia de Mendoza donde concretó 25 fracturas, y otro tanto se espera que en los próximos meses realice en la formación Palermo Aike en Santa Cruz, junto a su socia CGC.

El resto de las operadoras activas en diciembre fueron TotalEnergies (171 etapas), Tecpetrol (165), Pan American Energy (162), Shell (92), Pampa Energía (92) y Capex (72).

Con el nivel de actividad previsto para el presente año, NCS Multistage proyectó que se podrán alcanzar las 18.000 etapas.

En Argentina el termómetro de la actividad de los yacimientos no convencionales y la métrica comercial se da en términos de etapas de fractura, y no en cantidad de pozos o equipos de perforación activos, como suele suceder en el caso de yacimientos convencionales.

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.