Vaca Muerta superó todas las etapas de fracturas del 2022

La actividad en Vaca Muerta está en números históricos. Las proyecciones marcan que las operaciones seguirán escribiendo páginas de récords.

Una muestra de ello es la actividad de los once meses del 2023 superó a todo el registro del 2022. De enero a noviembre de este año se establecieron 13824 operaciones contra las 12295 fracturas de 2023. Así quedó establecido en el informe mensual de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage.

Quedó como anecdótico que en noviembre (1302) se registraron una leve caída de 29 etapas de fractura con respecto a octubre (1331).

En el detalle de la actividad durante noviembre del 2023 se estableció que YPF sigue dominando las tareas en la roca madre de la Cuenca Neuquina con 413 operaciones. La empresa de mayoría estatal ya había superado su propio registro de 2022 en septiembre pasado.

En segundo lugar, se posicionó Vista. La empresa liderada por Miguel Galuccio contabilizó 204 punciones en la formación. El podio fue completado por Phoenix Global Resources (PGR). La compañía comandada por el rionegrino Pablo Bizzotto totalizó 161 fracturas.

Detrás se ubicaron Pan American Energy (PAE) con 128 etapas, Pampa Energía con 117 operaciones, Shell con 117 tareas, Tecpetrol con 99 fracturas y cierra Pluspetrol con 63 etapas.

Asimismo, el trabajo del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros marca que Halliburton fue la compañía más solicitada. Los trabajadores de mameluco rojo realizaron 647 operaciones divididas entre 413 de YPF, 117 DE Pampa, y 117 de Shell.

Schlumberger fue otra de las compañías más requeridas en Vaca Muerta. La empresa desarrolló 365 fracturas entre 204 de Vista y 161 de Phoenix.

Asimismo, Calfrac realizó 128 para Pan American Energy y Weatherford contabilizó 63 para Pluspetrol.

El informe fue cerrado por las compañías del Grupo Techint. Tenaris realizó 99 fracturas solicitadas por Tecpetrol.

Tecpetrol realizó seis pozos shale en Chubut que no dieron buenos resultados

El no convencional de Chubut sigue dando malas noticias. Tecpetrol realizó seis pozos con objetivo shale en la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge de los cuales todos dieron resultados negativos. Así lo informó el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, Jorge Ávila.

En diálogo con La Voz del Sindicato, el dirigente gremial ponderó la intención de la empresa del Grupo Techint para encontrar crudo no convencional en Chubut.

“A Tecpetrol no podemos culparla esta vez porque realizó seis pozos buscando el no convencional, yendo más abajo, buscando nuevas formaciones y no las pudo encontrar. Lamentablemente hasta hoy no hemos tenido la suerte que han tenido otros de poder encontrarla”, subrayó.

En este sentido, el titular de petroleros convencionales se refirió a los costos operativos que ponen en duda cada una de las operaciones en la industria. “Cuando se empieza a mirar el panorama nos encontramos que el insumo subió tanto que si vos vas a hacer un pozo que te va a terminar dando 70 metros día ya no te alcanza para cubrir el pozo. Y más cuando esto te termina dando 7 metros día ¿para qué vas a hacer un pozo?”, destacó Ávila.

“La diferencia es muy grande porque la producción de los pozos es de 70 metros, pero estos últimos que ha estado haciendo Tecpetrol están en un promedio de 7 u 8 metros diarios. Esto indudablemente va a golpear”, agregó.

Para el dirigente es necesario contar con una Ley de Hidrocarburos para que los proyectos sean rentables. “No tenés ningún beneficio que te dé la oportunidad de decir ‘esto lo podemos hacer de esta manera, estos costos no los vamos a pagar’. Somos socios directos por medio de Petrominera con Tecpetrol y hemos estado perdiendo plata en los últimos tiempos apoyando la reconversión. No nos fue como esperamos, no fue mal”, detalló.

Asimismo, Ávila manifestó que la situación crítica de la actividad en Chubut “indudablemente lo que nosotros le planteamos a Tecpetrol es que en algún momento tiene que tomar una decisión”, subrayó.

“Tiene que decir ‘me voy o me quedo porque no podemos seguir de la manera que estamos’. El Tordillo que era un yacimiento que en su momento llegó a tener 900 trabajadores, hoy no llega a tener 300 trabajadores en toda el área. Tenés trabajadores de San Antonio cumpliendo 8 horas. El jueves nos comprometimos que dentro de poco vamos a poder volver a las horas extra para esos trabajadores a un costo también que necesita también de la operadora, pero necesitamos que haya cambios porque esos cambios van a permitir que esos pozos de 7 metros puedan volver a ser productivos, puedas poner una bomba nueva para seguir sacando, aunque sea 7 metros por día. Pero por lo menos si podés cambiarlo, podés repararlo, lo tenemos que intentar hacer”, afirmó el dirigente gremial.

Palermo Aike: todo lo que hay que saber del primer pozo shale

A partir del 25 de agosto comenzará a arribar el equipo en Cañadón Deus, un área dentro de la concesión de El Cerrito, para realizar el primer pozo shale en Palermo Aike. Así lo confirmó Matías Kalmus, titular del Instituto de Energía de Santa Cruz (IESC), en el marco de la adjudicación a YPF de dos áreas de exploración de la formación de la Cuenca Austral.

Los trabajos generan mucha expectativa en la industria hidrocarburífera y permite proyectar un nuevo horizonte no convencional en el país.

Las tareas serán llevadas a cabo por YPF en el área que es concesión de CGC. El pozo será de 3.500 metros de profundidad vertical y 1.000 metros de rama horizontal. Palermo Aike tiene una temperatura 25 grados mayor que Vaca Muerta por lo que el equipo de CGC, que realizará la perforación, fue actualizado con algunos insumos para no tener problemas en la operación.

El proceso tardará entre 45 y 60 días y los primeros resultados de productividad estarían listos entre noviembre y diciembre de este año. Estos trabajos permitirán corroborar lo que anunció la Agencia Internacional de Energía (AIE) que estableció que roca de la Cuenca Austral cuenta con reservas por 130 TCF de gas natural y 6,6 billones de barriles de crudo.

La expectativa de los actores de la región no solo se va en las proyecciones técnicas sino también la capacidad ociosa que ha dejado el declino de la producción convencional. Un ejemplo son los casi 13 millones de metros cúbicos disponibles en el Gasoducto San Martín o los oleoductos que conectan con el Puerto Punta Loyola.

La buena noticia de los trabajos en Palermo Aike es que se puede aplicar la curva de aprendizaje de Vaca Muerta. Toda la experiencia obtenida en Neuquén, desde el 2013 a la fecha, puede ser aplicable en Santa Cruz. El conocimiento de perforación y terminación en pozos shale que tiene YPF puede generar una gran sinergia con el conocimiento que tiene CGC en la Cuenca Austral.

La exploración de la formación de la Cuenca Austral se encuentra en un estadio temprano. Desde la compañía del holding Eurnekian proyectan que son casi 10.000 kilómetros cuadrados con potencial de productividad, pero los tiempos se pueden acortar gracias al conocimiento adquirido en Vaca Muerta.

Otro punto importante es la experiencia de otros desarrollos shale como Barnett, Permian y Marcellus, que servirán para acelerar los trabajos en la región.

Mientras comienzan los trabajos del primer pozo shale, YPF fue adjudicada con La Azucena y Campamento Este, dos áreas exploratorias que tienen una gran proyección de éxito al perforar.

El interés crece acorde a como pasan los días. Cada vez se está más cerca de conocer el verdadero potencial de la hermana menor de Vaca Muerta.

Pampa Energía completa adquisición de Rincón de Aranda

Pampa Energía completó el proceso de adquisición a la francesa TotalEnergies de un bloque de producción de shale oil en la formación de Vaca Muerta, y recibió por parte de la provincia de Neuquén la concesión del área, que en su eventual etapa de desarrollo demandará una inversión de casi 2.500 millones de dólares.

“Habiéndose cumplido las condiciones precedentes necesarias, se procedió al cierre del intercambio de activos con Total Austral (Sucursal Argentina) por el bloque Rincón de Aranda, previamente anunciado el 26 de junio de 2023”, indicó la empresa en una nota enviada a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

La compañía destacó que “de esta forma, Pampa se convierte en la única propietaria del área Rincón de Aranda y se inicia en el desarrollo de shale oil, diversificando su portafolio de activos y reforzando su compromiso con el desarrollo de las reservas en Vaca Muerta”.

Tras confirmarse la adquisición, el gobernador de Neuquén, Omar Gutiérrez, dio a conocer el otorgamiento a Pampa de la nueva concesión del área cuya superficie es de 239,39 kilómetros cuadrados, para explotación no convencional y afirmó que “no hay límite en la potencialidad del desarrollo de Vaca Muerta”.

El mandatario explicó que “la provincia suma 47 proyectos de explotación no convencionales de shale y tight, abarcando una superficie de 9.981,75 kilómetros cuadrados, lo que representa un 33% sobre la superficie total de Vaca Muerta en Neuquén”.

El mandatario remarcó que las etapas piloto de este tipo de concesiones vigentes en toda la provincia “representan inversiones por 9.144 millones de dólares y la perforación de 631 pozos”, y señaló que para la etapa de desarrollo continuo “se esperan inversiones por 201,7 mil millones de dólares y la perforación de más de 14.170 pozos”.

Por otra parte, aseguró que la provincia “se encamina a producir este año 400 mil barriles por día de petróleo y a alcanzar en 2027-2028 un millón de barriles diarios de petróleo y 160 millones de metros cúbicos por día de gas, desarrollando masivamente el 25% de la superficie de Vaca Muerta”.

A fines de junio, Pampa Energía informó sobre la adquisición del 45% del área Rincón de Aranda a Total Austral, a cambio de la cesión del 100% de su participación accionaria en Greenwind, cuyo único activo es el Parque Eólico Mario Cebreiro, en la ciudad bonaerense de Bahía Blanca.

Rincón de Aranda es un bloque exploratorio de 240 kilómetros cuadrados, con un pozo productivo que actualmente está cerrado, y un pozo sin completar, ambos perforados en 2019.

“Si bien hoy el bloque no se encuentra en producción, su proximidad a importantes áreas productivas de la formación Vaca Muerta y del país hace que sus perspectivas técnicas sean muy positivas”, indicó Pampa, que remarcó que se trata de “un bloque de shale oil que muestra un gran potencial productivo”.

En la etapa piloto del nuevo proyecto en el área Rincón de Aranda, que abarcará un período de cuatro años, Pampa Energía llevará a cabo la perforación y puesta en producción de ocho pozos horizontales, con el objetivo de alcanzar la formación Vaca Muerta, cada uno con una rama horizontal de 2.500 metros y aproximadamente 40 etapas de fractura por pozo.

Además de los ocho pozos, la empresa finalizará la perforación y puesta en marcha de un pozo adicional, que contará con 32 etapas de fractura, se llevará a cabo la construcción de líneas de conducción para facilitar la producción y se realizarán adecuaciones en las instalaciones.

La inversión total de la etapa piloto por parte de Pampa Energía alcanzará los 161 millones de dólares.

Desde el Gobierno provincial indicaron que, una vez transcurrido el período de cuatro años, en la etapa de desarrollo continuo se prevé perforar 135 pozos horizontales nuevos, que sumarán un total de 143 pozos y una inversión total asociada de 2.460 millones de dólares.

La concesión se otorgó de acuerdo con los criterios establecidos en la resolución 53/20 del Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, modificada por la resolución 142/21, y ambas ratificadas por el decreto provincial 2183/21.

Actualmente, Pampa es el tercer productor de gas de la Cuenca Neuquina, tiene participación sobre el 8% de la superficie de Vaca Muerta, y completará inversiones por más de US$ 1.100 millones este año para ampliar su capacidad de producción de gas.

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.

El shale ya representa el 45% de la producción total de YPF

YPF volvió a crecer en producción de petróleo y gas en el segundo trimestre del año donde el shale cada vez tiene un papel más predominante.

Durante el segundo trimestre, el Ebitda (resultado bruto) alcanzó los 1.005 millones de dólares y consolidó así una ganancia neta de más de $85.000 millones en el trimestre y de casi $144.000 millones en los primeros seis meses del año.

En un comunicado, la compañía detalló que lleva invertidos más de 2.650 millones de dólares en el primer semestre del corriente año, 60% más que en el mismo período de 2022, y ratificó su plan de inversiones de unos 5.000 millones de dólares para 2023.

La producción total de hidrocarburos durante el segundo trimestre totalizó 513 mil barriles equivalentes por día.

La producción de petróleo promedió los 241 mil barriles diarios, 7% más que en el segundo trimestre de 2022 y 1% respecto al trimestre anterior.

Por su parte, la producción de gas se mantuvo estable respecto al trimestre anterior y ascendió a los 36,5 millones de metros cúbicos por día.

Además, “después de 18 años, YPF volvió a exportar crudo neuquino de forma estructural a partir de la rehabilitación, en mayo pasado, del oleoducto trasandino que conecta Neuquén con Chile”, resaltó la compañía.

La actividad no convencional continuó siendo el principal eje de crecimiento de la compañía, recordó.

La producción total de shale llegó a un nuevo récord y durante el segundo trimestre representó 45% de la producción total de YPF.

La producción de crudo no convencional mostró un crecimiento de 28%, mientras que la producción de gas no convencional aumentó 10%, respecto a igual trimestre del año anterior en ambos casos.

“Este crecimiento se apalanca nuevamente en las mejoras operativas desarrolladas por la compañía en sus campos en Vaca Muerta”, destacó.

En el segundo trimestre, se mantuvieron altos estándares de eficiencia en los tiempos de perforación y fractura de los pozos, alcanzando durante julio la marca histórica más alta en ambos indicadores: un promedio de 295 metros por día en perforación y 238 etapas por set por mes en fractura.

Por su parte, las ventas domésticas de combustibles del segundo trimestre se mantuvieron estables en comparación al segundo trimestre de 2022, donde se compensaron mayores ventas de naftas y menores ventas de gasoil, impactadas principalmente por una menor actividad del agro.

Los niveles de procesamiento en las refinerías se mantuvieron en máximos históricos, al crecer 8% respecto al año anterior, con una tasa de utilización del 93%.

En materia financiera, el flujo de caja libre fue negativo en 284 millones de dólares producto de las necesidades financieras vinculadas con el cierre del acuerdo por el juicio internacional de Maxus, liberando a la compañía de una de las contingencias legales más relevantes de su historia.

Si se excluyera el impacto de este acuerdo, el flujo de caja libre hubiera resultado neutro durante el trimestre, explicó la compañía.

Finalmente, el nivel de deuda neta fue de 6.312 millones de dólares con un ratio de endeudamiento neto en 1,4 veces en relación con el Ebitda.

Se expande la exploración de Palermo Aike

El Gobierno de Santa Cruz abrió este martes los primeros sobres de la licitación para la exploración de dos áreas en la formación Palermo Aike, donde hacia la segunda quincena de agosto se hará la primera perforación de un pozo con objetivo shale a cargo de las empresas YPF y CGC.

Se trata de la apertura del Sobre A que se realizó en la sede del Instituto de Energía, en la ciudad de Río Gallegos, en las licitaciones 08/23 y 09/23 mediante las cuales la provincia ofrece los permisos de exploración y eventual explotación de las áreas denominadas La Azucena y Campamento Este.

“A partir de la decisión política de la gobernadora Alicia Kirchner allá por 2016 se inició la exploración de esta Cuenca a través de distintas operadoras como CGC, ENAP, ConocoPhilips y también de una UTE conformada por YPF y CGC”, destacó en el acto Matías Kalmus, presidente del Instituto de Energía de Santa Cruz.

Según indicó, con este acto se trata de “avanzar en la exploración de la formación Palermo Aike que nos genera una gran expectativa”.

“El primer hito se dará este mes, me refiero al inicio de la perforación del primer pozo con objetivo shale en Palermo Aike que lo anunció oportunamente la gobernadora Alicia Kirchner junto al presidente de YPF, Pablo González y al CEO de CGC, Hugo Eurnekian”, añadió.

Kalmus informó que “a fines de agosto ya estarían listas las instalaciones de los servicios y equipos para iniciar la perforación”.

“En estos tiempos políticos mucho se opina sobre si hay política energética e hidrocarburífera en Santa Cruz y creo que este es un claro ejemplo y un hecho concreto de la estrategia petrolera que se da a través de la decisión política de la gobernadora”, remarcó el funcionario.

Kalmus explicó que esta licitación “se trata de una continuidad en este proceso de exploración que busca cambiar la matriz energética y productiva de la Cuenca Austral”.

“Esto genera una mayor oportunidad para nuestros contratistas locales y fuentes de trabajo genuina”, dijo.

Al mismo tiempo consideró que “las empresas ven a la provincia con un proyecto serio, pautas claras y una propuesta de política energética hidrocarburífera a la altura de las circunstancias, por lo cual deciden venir a invertir”.

“Nosotros estamos abriendo hoy los sobres de un proceso licitatorio para la adjudicación de dos permisos exploratorios de dos áreas hidrocarburifera más allá de quien sea el gobernador o gobernadora que venga. Acá lo que importa es el futuro de los santacruceños y santacruceñas”, enfatizó.

 

 

En ese sentido, el subgerente de Control Técnico Operativo de la Cuenca Austral, Diego del Río explicó que “se trata de áreas colindantes a las que están en desarrollo en los campos Indio Oeste y Cerrito, al norte de La Esperanza“.

“Hay dos licitaciones, una para cada área, y lo que se solicita es dos permisos de exploración de tipo no convencional ya que el objetivo exploratorio es de tipo shale, que es de vanguardia en la provincia y para la Cuenca Austral”, dijo el subgerente.

Del Río precisó que “este objetivo no convencional se denomina Palermo Aike, y en este sector se encuentra ventanas de generación con potencialidad de reservorio de tipo no convencional”.

Esto genera muchas expectativas, las áreas son colindantes y próximas a las áreas que están en desarrollo de lo que es campo de Indio Oeste y toda la zona del Cerrito en el norte de La Esperanza”, amplió.

Del Río informó que “lo que se va a seguir en el sobre A son los antecedentes de las empresas, haciendo hincapié en los conocimientos, experiencia y espalda económica para afrontar este proyecto de gran envergadura”, antes de pasar al sobre B, de la oferta.

“Una vez realizada la adjudicación al mejor oferente se procede a dar 4 años como el primer pedido exploratorio, con la posibilidad de acceder a un segundo pedido de otros 4 años, donde a su vez van cambiando los compromisos estipulados, con derechos a obtener la concesión de explotación”, dijo.

La formación Palermo Aike en Santa Cruz es la segunda no convencional más importante del país. Con 12.600 kilómetros cuadrados de extensión en la Cuenca Austral, podría tener recursos por 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, lo que representa una tercera parte de Vaca Muerta, la cuarta reserva de crudo del mundo con la que tiene similitudes geológicas.

La diferencia con Vaca Muerta radicaría en el contenido orgánico total, la calidad de roca, lo que confirmarán las primeras perforaciones en el marco del proyecto que llevan adelante YPF y CGC.

El clima definirá la fecha del primer pozo de Palermo Aike

Palermo Aike es la gran esperanza de Santa Cruz. Las proyecciones marcan que la roca madre de la Cuenca Austral tiene un tercio de las reservas que posee Vaca Muerta lo que abriría un marco de posibilidades para la industria hidrocarburífera.

La curva de aprendizaje que adquirió YPF en la Cuenca Neuquina será utilizada en Campo Deus, un área dentro de la concesión de El Cerrito, para realizar el primer pozo shale de la formación del sur argentino.

Un informe de la Agencia Internacional de Energía estableció en el 2013 que en la hermana menor de Vaca Muerta posee tiene un potencial de 130 trillones de pies cúbicos (tcf), y 6 billones de barriles de petróleo.

En diálogo con Radio Nacional, el presidente de la empresa de mayoría estatal, Pablo González, consideró que hay que perforar para conocer el verdadero potencial de roca madre de la Cuenca Austral. “Hay que perforar en serio y por eso vamos a hacer un pozo de 4.500 metros con unas 200 fracturas”, describió.

Para el pope de YPF, Palermo Aike cambiará la ecuación energética de Santa Cruz y del país debido a que puede convertirse en un nuevo polo exportador. La clave será cubrir los casi 13 millones de metros cúbicos disponibles en el Gasoducto San Martín o utilizar los oleoductos que conectan con el Puerto Punta Loyola para exportar crudo.

La perforación del primer pozo shale es posible gracias al acuerdo que firmaron YPF y CGC en agosto en la Casa de Gobierno de Santa Cruz. El convenio es inédito ya que los trabajos se realizarán en un área de la empresa del holding Eurnekian, pero con profesionales de YPF.

Las primeras proyecciones marcaban que las tareas se desarrollarían en la segunda quincena de agosto, entre el 15 y 20 de agosto, dependiendo de las condiciones climáticas. “Si el clima mejora vamos a hacer el pozo y en dos o tres meses vamos a hacer otro pozo más, y en dos o tres meses vamos a tener resultados. Los geólogos de YPF están enamorados del proyecto, y los ingenieros de YPF dicen que los geólogos son demasiado optimistas. Yo en este caso prefiero creer a los geólogos, que si son más optimistas se parecen más a uno, más soñadores”, aseveró González.

La producción nacional de gas llegó a 138 Mm3/día

El ministro de Economía de la Nación, Sergio Massa, destacó que la producción de gas no convencional alcanzó el nuevo récord histórico de 82 millones de metros cúbicos día en junio, de lo cual el complejo de Vaca Muerta representa el 45% del total nacional.

A través de su cuenta en la red social Twitter, el titular del Palacio de Hacienda señaló que la producción nacional total de gas fue en junio de 138 millones de metros cúbicos por día, al adelantar las cifras que cada mes publica la Secretaría de Energía de la Nación.

Para el ministro, “estos números son el reflejo de un Estado que apuesta por alcanzar la soberanía energética y por convertirnos en un jugador clave en el mercado global y regional”.

En tanto, la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, afirmó: “todos los meses se irán marcando récord, más aún con el Gasoducto Néstor Kichner (GNK) hecho realidad“.

Es el resultado de una política energética donde los recursos están puesto al servicio de nuestro país, sustituyendo importaciones y generando trabajo e industria argentina”, agregó la secretaria.

La semana pasada, la provincia de Neuquén informó que la producción de gas de en su territorio durante junio estuvo cerca de alcanzar el récord histórico de agosto de 2022 (91,5 MMm3/d), al alcanzar los 91,03 millones de metros cúbicos día.

La cifra significó un crecimiento del 3,33 por ciento con respecto a mayo y del 0,93% en la comparación interanual, mientras que el acumulado del primer semestre tuvo una variación positiva del 2,36%.

El aumento de junio se debe principalmente a la mayor producción en las áreas no convencionales de Fortín de Piedra, Aguada Pichana Oeste, Rincón del Mangrullo, El Orejano y Sierra Chata.

El trabajo en Vaca Muerta crecería un 150% en tres años

El desarrollo de Vaca Muerta demandará una gran cantidad de trabajo. La formación deberá sobrellevar una eventual limitación vinculada a la disponibilidad de recursos humanos capacitados en la industria de los hidrocarburos, desde operarios, supervisores, hasta ingenieros, cuya búsqueda se multiplica en el sector y será más intensa con los proyectos en marcha para los próximos años.

Según informó Télam, la provincia de Neuquén lleva 26 meses ininterrumpidos de crecimiento del empleo y equiparando la marca histórica de 136.000 puestos, con un impulso que se adjudica en particular al desarrollo del sector energético vinculado tanto a la producción de gas y petróleo como a las obras vinculadas.

La industria en los últimos años viene debatiendo cómo sobrellevar los denominados cuellos de botella que genera el desarrollo de una infraestructura y disponibilidad de equipos que no logra acompañar el ritmo de crecimiento de la producción. A esto se suma la limitación que podría significar la falta de personal calificado.

Ariel Kogan, consultor y excoordinador de Gabinete de la Secretaría de Energía, dijo que -con números de enero pasado- en Vaca Muerta había unos 37.000 trabajadores empleados de manera directa afiliados a distintos gremios vinculados a la industria petrolera. “Ese número va a ir creciendo hasta 2026 hasta alcanzar los 91.000 empleos, es decir un aumento de casi el 150%”, proyectó el especialista.

Esos 54.000 nuevos trabajadores para ocupar la demanda de las distintas franjas de funciones requieren una formación muy particular, tanto para operar en la boca de pozo, como para participar en maniobras de perforación y fracturación como para manejar los equipos de transporte”, remarcó.

Es que el incremento de la capacidad de evacuación, en el caso del petróleo, permitirá llevar de los 300.000 barriles de crudo que se producen hoy en Neuquén a poco más de un millón de barriles entre 2026 y 2027.

La posibilidad de triplicar la actividad de Vaca Muerta requerirá de más trabajadores, aunque no de manera lineal respecto a los períodos previos.

Para Kogan, el problema en torno a la disponibilidad de recursos humanos ya existe “y si no se atiende por falta de una política de formación, deberá cubrirse con gente que venga de otras regiones del país o del exterior”.

Todo lo que debe acompañar al desarrollo productivo de Vaca Muerta tendrá fuerte impacto en la región con una migración que se anticipa importante, con sueldos que puedan arrancar en los 600.000 pesos de bolsillo, y que va a generar una demanda de servicios no sólo en la ciudad de Añelo, sino también en otras ciudades y localidades de la zona como Cipolletti, Centenario, Cinco Saltos o Plottier.

Para Conrado Bonfiglio, gerente de la Seccional Sur del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG), la falta de formación de trabajadores “es un problema anterior a Vaca Muerta y tiene que ver con una industria muy tecnificada, con avances tecnológicos muy rápidos y donde todo el mundo tiene necesidad de actualización”.

Este diagnóstico se está reflejando en un fenómeno que afecta a otras cuencas productoras, en particular a la del Golfo de San Jorge, donde se observa que “mucha gente se está yendo de Comodoro Rivadavia a Vaca Muerta, ya sea porque se las llevan las propias empresas a sus operaciones en el no convencional o porque vienen otras firmas a tentarlos por su enorme experiencia”.

Ante esta situación reconocida por toda la industria, el IAPG desarrolló una Escuela Técnica Virtual de alcance nacional para el dictado de la Tecnicatura en Petróleo y Gas, que formará a los futuros trabajadores en los aspectos técnicos, de seguridad y medioambientales, para tratar de dar respuesta al perfil de demanda.

La carrera comienza el 7 de agosto y ya tiene sus primeros 100 inscriptos que podrán tener una oportunidad laboral tras los tres años de formación, pero “hasta hoy las empresas están capacitando a la gente a su costo, lo que demanda mucho tiempo de preparación para que comiencen a trabajar o preparando a trabajadores ya formados en sectores afines”, dijo Bonfiglio.

El nivel de demanda se extiende también a los ingenieros que requiere la industria del Oil & Gas, y en muchos casos, ante la falta de profesionales formados específicamente, se invita a especialistas de otras ramas para cubrir los puestos vacantes.

Así lo destaca Daniel Rosato, vicepresidente primero de la Sociedad de Ingenieros en Petróleo, quien consideró que “si Vaca Muerta despega como debería, se va a requerir mucha mano de obra calificada y no calificada. Y la preocupación debería apuntar a esta última que lleva más tiempo y debería comenzar cuanto antes”

“Hoy la industria de los hidrocarburos requiere más ingenieros en petróleo de los que egresan de las seis universidades que ofrecen el título en la Argentina y es necesario realizar un esfuerzo coordinado con las empresas y otras organizaciones porque mientras tanto ese faltante se está cubriendo con ingenieros de otras especialidades a los cuales se los está entrenando”, sostuvo Rosato.

Para Pablo Bereciartúa, presidente del Centro Argentino de Ingenieros, “el país tiene una larga tradición petrolera y hoy cuenta con un recurso disponible más que abundante que además de requerir de mucha inversión es necesario para su desarrollo mucho talento”.

“La Argentina -agregó Bericiartúa- tiene una historia extraordinaria de sus recursos humanos, pero tenemos que ver que una buena parte de esta oportunidad del desarrollo energético y de la transición hacia nuevas fuentes requiere de capacidades competitivas y de calidad”.

En ese sentido, el titular del Centro de Ingenieros dijo que “el mensaje es que el país tiene que invertir en educación, lograr que las universidades, los institutos y las empresas que tienen sus áreas de desarrollo y de investigación, sean actores clave en la formación de los profesionales que requieren estos ecosistemas”.