En el podio se ubican YPF, Shell, Vista y PAE (quienes comparten la misma cifra de producción)
DAVID MOTTURA
La producción de Vaca Muerta comienza una etapa de recuperación frente a los niveles prepandemia. La flexibilización de la circulación y el nicho exportador fueron dos variables que permitieron evacuar la producción de Vaca Muerta, que a nivel total tuvo un alza del 0,2% en petróleo y 2,1% en gas en el mes de julio en comparación con junio según los datos de la Secretaría de Energía de la Nación.
La principal productora de petróleo en la formación shale es YPF, con 74 mil barriles por día. Esto significó un alza del 8,2% en julio frente al mes anterior, de la mano de Loma Campana después del recorte del 50% de abril.
La petrolera estatal todavía no supera la producción de marzo, cuando alcanzó 79 mil barriles en Vaca Muerta. Aquel fue el último mes con récord en la provincia de Neuquén, donde se veían los resultados de los trabajos realizados en el segundo semestre del 2019 -antes del recorte de inversiones por el cambio de reglas que implicó el decreto que congeló el precio interno del crudo-.
Le siguen en nivel de producción obtenida en la roca shale las empresas Shell Argentina con 9.600 bpd, Vista Oil & Gas con 9.341 bpd y después Pan American Energy (PAE) con 9.341. La angloholandese puso en marcha varios de sus proyectos no convencionales además de ser socia en Bandurria Sur, que le permitió exportar. La empresa de Miguel Galuccio, por su parte, tuvo una fuerte caída de producción en abril, el peor mes de la pandemia, cuando apenas produjo 154 bpd.
Siguen en la lista las operadoras Pluspetrol y Tecpetrol que arrojaron una producción de 4600 bpd y 4200 bpd respectivamente.
El segmento del gas tuvo un mejor alza en julio por la demanda estacional, mientras muchos productores todavía esperan el lanzamiento oficial del programa de estímulos denominado Esquema del Gas 2020/2024. La producción por día promedio de ese mes fue de 32,1 millones en toda la formación.
La operadora que logró un crecimiento singular fue Tecpetrol, con un 11,1% en julio comparado con el mes anterior y llegando así a 13,7 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d). Detrás estuvo YPF con 7,3 MMm3/d y luego Total con 4,6 MMm3/d. Siguen Pluspetrol con 2,7 MMm3/d y PAE con 1,8 MMm3/d.
En la provincia de Neuquén, la producción de petróleo fue de 155.400 bpd y el gas natural llegó a 70,67 MMm3/d en el mes de julio, confirmó el Ministerio de Energía y Recursos Naturales de la provincia. En ese mes se exportaron 1.873.000 barriles de crudo catalogado como Medanito que equivalen al 40% de la producción de ese mes.
Estos datos dan una buena señal para los próximos meses en materia de actividad, con la chance de la vuelta al campo de miles de operarios.
Con respecto a la producción no convencional, hubo un aumento en la cantidad de pozos en extracción efectiva. En junio fueron 1780, mientras que en julio se registraron 1787 (siete pozos más).
1. La producción hidrocarburífera del mes de julio, la última disponible en detalle según lo presentado en la Secretaría de Energía, representa la reapertura de pozos que habían sido cerrados en abril y mayo por el derrumbe de la demanda ante la pandemia del coronavirus.
2. Estos datos son alentadores para la actividad. En el mediano plazo podría implicar la vuelta los yacimientos de 17 mil trabajadores que actualmente están suspendidos y con sueldos reducidos.
3. De acuerdo a los datos oficiales, el volumen total de producción de gas en la formación Vaca Muerta fue de 32,2 MMm3/d y el petróleo con origen en esa roca shale tuvo un promedio diario de 116.807 barriles.
4. En el sector están a la expectativa de las próximas medidas del gobierno nacional, especialmente el plan de estímulos a la producción de gas y posteriormente una ley para atraer inversiones en el sector petrolero.
Ámbito
Solo dos operadoras trabajaron sobre sus pozos, con dos perforadoras distintas. La actividad está al 25% del nivel previo a la pandemia.
Vaca Muerta registró 98 etapas de fractura en agosto pasado y acumula 366 desde el inicio de la pandemia, según reveló Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage.
El mes pasado Shell lideró la actividad en Vaca Muerta, con 77 etapas de fractura en el bloque Sierras Blancas. La angloholandesa operó con Halliburton, la segunda mayor compañía de servicios petroleros del mundo.
La otra petrolera que avanzó con fracturas fue Vista Oil&Gas, de Miguel Galuccio, que realizó 21 etapas en su bloque Bajada del Palo Oeste. La compañía del “Mago” opera con Schlumberger, donde también se desempeñó con cargo de director antes y después de desembarcar en YPF en mayo de 2012.
En el sector destacan que tras cuatro meses de parálisis generalizada ya sean dos las compañías de servicios en funciones, y se animan a anticipar que septiembre mostrará mejores números que el mes pasado.
Si bien el dato todavía sigue lejos de las 402 etapas mensuales que supo tener la Cuenca Neuquina en marzo, demuestra una lenta reactivación del sector de los hidrocarburos.
En julio se habían registrado apenas 44 etapas en total, todas de Chevron, que reanudó sus inversiones en El Trapial para reconvertir el área convencional en shale.
En junio se completaron 196 etapas de fractura, lo que marcó un crecimiento del 600% frente a mayo, un mes donde prácticamente no hubo tareas de campo, al igual que en abril, donde se registraron cero fracturas. El dato fue alentador, pero estuvo muy lejos de las 712 etapas de febrero último.
En el primer semestre la única cuenca productora de petróleo que mostró crecimiento frente al 2019 fue la Neuquina, con una suba de apenas 3,3%, al llegar a 6,88 millones de metros cúbicos. Sin embargo, las otras cuatro áreas mostraron índices negativos.
Datos de OETEC revelaron que la Cuenca Austral declinó 24,3% en la comparativa de los primeros seis meses del 2020 y el 2019; Golfo San Jorge cayó 4,8%; la Cuenca Cuyana bajó 11,6% y Noreste un 3,2%.
En medio de la pandemia, durante los primeros seis meses del 2020, el petróleo total producido por las cinco cuencas de hidrocarburos se retrajo 2,5%, al bajar de poco más de 15 millones de m3 a 14,63 millones.
