Fracturas: se desacelera el nivel de actividad en Vaca Muerta
La actividad en el segmento de fracturas en Vaca Muerta cayó el mes pasado un 11,5%, con relación a mayo. Pero tuvo un importante crecimiento en la comparación semestral.
La actividad en el segmento de fracturas en Vaca Muerta cayó el mes pasado un 11,5%, con relación a mayo. En junio se registraron 151 etapas de fractura menos al alcanzar un total de 1.157, según indica el informe periódico difundido por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage.
YPF, compañía que lidera ampliamente la actividad en la formación no convencional, se mantuvo al tope del ranking con 583 etapas, seguida por Vista, con 171; y Shell, con 138.
En total, fueron ocho operadoras que registraron tareas de estimulación hidráulica en el shale neuquino. En cuanto lugar quedó PAE, con 98; en quinto Tecpetrol (86); en el cuarto escalón Pluspetrol (55). Mientras que Chevron registró 24 etapas y Capex 2.
Si se miran los números por empresa de servicio, son seis las compañías que realizan fracturas, lideradas en junio por Halliburton (568 etapas), seguida de Schlumberger (348). Mientras que Calfrac realizó 98, Tenaris 86, Weatherford 55 y San Antonio 2.
Por otro lado, en la comparación semestral, en 2023, con 5.786 fracturas, hubo un incremento del 20% en comparación con 5.786 etapas del mismo periodo de 2022. La mejora evidencia los avances de la industria en la eficiencia de las operaciones, ya que desde hace un tiempo sólo trabajan en la cuenca apenas 8 sets bombeadores, que están estresados por las trabas a las importaciones de repuestos y la antigüedad de las flotas.
Sin actividad
Entre las grandes operadoras, un caso particular es el de ExxonMobil, que desde hace un año (mayo de 2022) que no registra actividad de fracturas, pese a tener pozos que se ubican entre los más productivos de Vaca Muerta. La semana pasada se conoció que la compañía construirá el oleoducto Bajo del Choique Nordeste, que le permitirá evacuar su producción de crudo de la zona de Rincón de los Sauces. Transportará hasta 60.000 barriles de petróleo a lo largo de una extensión de 43 kilómetros, con un diámetro de 12 pulgadas.
La inversión estimada es de 75 millones de dólares y significará la solución a la falta de infraestructura que puso freno al desarrollo del bloque donde se ubica el pozo con mayor producción acumulada de petróleo no convencional.
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