Empiece a escribir aquí...Este año se esperan más de 18.000 etapas de fractura y un escenario prometedor, que requerirá de inversiones en equipos de perforación y en sets de fractura. La necesidad de disponer de dólares y el ambicioso objetivo para 2030.
El 2024 podría ser un año bisagra para el sector energético principalmente en torno al impacto que tendrá la actividad de los yacimientos no convencionales en Vaca Muerta. Los indicadores y la opinión de los especialistas presentan un escenario favorable y prometedor. Se espera realizar más de 18.000 etapas de fractura, un 22% más que las 14.722 registradas en 2023.
Según el informe de Luciano Fucello, country manager de la empresa NCS Multistage, las operadoras completaron en enero las 1351 fracturas en el segmento shale, un incremento del 31% respecto a diciembre de 2023 y cercano a las 1398 etapas de septiembre del año pasado, mes récord para el segmento de estimulación hidráulica en Vaca Muerta.
Para alcanzar las metas de este año, se estima que serán necesarios al menos cinco equipos de perforación adicionales en los próximos dos años. Este incremento en la actividad apunta a un objetivo ambicioso: alcanzar en 2030 un millón de barriles de petróleo diarios extraídos de la formación Vaca Muerta.
En este contexto, las inversiones en equipos de perforación y sets de fractura son cruciales. Cada equipo de perforación y set de fractura completo representa una inversión significativa, con un tiempo de retorno estimado a 10 años para las empresas de servicios.
Proyecciones
“Para 2024 se proyecta un incremento importante en la actividad. Para cubrir lo que se tiene planeado faltarían unos cuatro o cinco equipos de perforación. Sin embargo, las empresas deberían traer más, porque el gran salto de la actividad está planeado para el 2025, cuando esperamos que la misma aumente un 30% respecto de lo que se proyecta para 2024”, dijo Fucello en diálogo con EconoJournal.
Para el presidente de la Fundación Contactos Energéticos, durante la primera mitad de 2024 no habrá cambios en la cantidad de equipos. En cambio, el segundo semestre presenta la posibilidad de que se reacondicionen o importen equipos de perforación, junto a otros dos sets de fractura.
“Cada equipo de perforación cuesta 50 millones de dólares. Lo mismo el set de fractura completo. Este tipo de inversiones tiene un tiempo de repago de 10 años para las empresas de servicios, y el ‘bolsillo’ de estas compañías es mucho más chico que el de las operadoras”, sostuvo Fucello.
El cuello de botella de Vaca Muerta se exhibe en la baja cantidad de sets de fractura, con una cifra estática que pasó de ocho a nueve sets en 2023: Halliburton (cuatro), SLB (dos), Weatherford (uno), Tenaris (uno) y Calfrac (uno).
“Lo que se espera este año es que se incorporen dos sets adicionales. Y no creo que este número se modifique hasta 2030”, precisó Fucello.
“Si hoy en día se trajeran estos dos sets de fractura adicionales a Vaca Muerta, probablemente quedarían en espera los pozos nuevos, dado que no hay equipos de perforación. Fue lo que pasó en el pasado: pararon la fractura porque no había más pozos para fracturar”, agregó.
Producción en alza y la necesidad de disponer libremente de dólares
Los expertos del sector estiman que la libre disponibilidad de dólares será una señal clave para atraer las inversiones que precisa la industria y así garantizar la continuidad de la actividad energética.
Diego Martínez, director comercial de Weatherford para la Argentina, Bolivia y Chile, manifestó que el aumento de la producción en Vaca Muerta resulta inevitable. “Este año tenemos que terminar con un superávit en la balanza energética, que será un récord para lo que son los últimos años en la Argentina, en donde veníamos con un déficit, con lo cual no tengo dudas de que la producción -principalmente de gas y de petróleo no convencional- va a seguir subiendo”, dijo a EconoJournal.
“Claramente la producción va a incrementarse. Esta percepción está ligada a la eficiencia que están logrando la mayoría de las compañías, lideradas por YPF y Tecpetrol en el no convencional (YPF en petróleo y Tecpetrol en gas), algo que no se ve prácticamente en ningún lugar del mundo”, remarcó Martínez, representante de Weatherford, quien participó el año pasado del Supplier Day organizado por este medio.
“Hay mucha gente que en pandemia ha salido de la industria y no tiene intenciones de volver. Para poner a punto a una persona para un servicio especializado se necesitan no menos de dos años, con lo cual el principal desafío pasa por incorporar mano de obra calificada”, explicó Martínez, cuya empresa tiene presencia en el upstream local desde 2014.
El especialista estableció la necesidad de incorporar “nuevas tecnologías y equipamientos”, frenado por el cepo al dólar para las importaciones y por “la imposibilidad de repatriar capital. Si esto se da, creo que la mayoría de las compañías van a volver a invertir”.
“En algún momento supuse que se iban a bajar los equipos. La última devaluación hizo que bajen aproximadamente 25% los costos en dólares, que lentamente se están empezando a recuperar o a perder esa ventaja, porque el dólar volvió a estar planchado y los precios en pesos continúan subiendo por la inflación”, aseguró.
En cuanto a la perforación en los yacimientos, Martínez completó que no hay baja de equipos y, en coincidencia con Fucello, se espera que suban dos o tres en no convencional y de algunos en convencional.