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El repunte se siente en los pozos y en los equipos

Ya hay 53 equipos de perforación activos en la argentina, la mejor cifra desde que inició la pandemia.

La actividad de perforación y completación de pozos repuntó rápidamente durante esta primera mitad del 2021 tras la implementación del Plan Gas.Ar y por la mejora de los precios del barril de petróleo, tanto en el mercado interno como en el internacional.

Entre los meses de enero y abril de este año, se terminaron en el país 180 pozos, la mayoría en el Golfo San Jorge (90) y en la Cuenca Neuquina (84), según estadísticas de la Secretaría de Energía de la Nación.

En abril, la perforación y terminación de pozos en Vaca Muertafueron afectadas por la protesta que mantuvieron trabajadores de la salud pública de Neuquén durante 22 días. Ese mes, se terminaron apenas seis pozos en la cuenca, dato que marca el perjuicio que generaron los piquetes en el desarrollo de las inversiones, sobre todo del Plan Gas.Ar, de vital importancia para atender las necesidades del invierno que se avecina.

En abril, se terminaron un total de 29 pozos en el país, 22 de ellos en el Golfo San Jorge, seis en la Cuenca Neuquina y uno en la Austral. Es decir que la terminación de pozos cayó a la mitad con respecto a marzo (68), mes en que se registró la mejor marca en lo que va de la pandemia. Además, en el mismo mes había en proceso de perforación otros 68.

La operadora que más pozos completó en abril fue PAE, con 13, seguida por YPF, Capsa y Capex, con cuatro cada una. Mientras que Total, CGC y Tecpetrol terminaron uno cada una, según indica el último informe mensual sobre energía de la consultora Ecolatina.

Si se mide por metros perforados, en abril en Neuquén se registraron 46.308 metros, un 70% menos que los 163.864 metros realizados en marzo, de acuerdo con las cifras de la Secretaría de Energía de la Nación.

Mientras que en mayo, la industria repuntó rápidamente tras el levantamiento de las protestas en Vaca Muerta. Hubo en el país 53 plataformas de perforación activas, la mayoría de ellas en la Cuenca Neuquina, unas 35, según un informe de una empresa privada.

De los 53 perforadores en funcionamiento, 16 estuvieron al servicio de YPF, 11 de PAE, cuatro de Tecpetrol y cuatro de Capex. Con tres equipos aparecen Vista y Shell. CGC y Capsa registraron dos. Mientras que con un equipo figuraron ExxonMobil, Pluspetrol, Total, Wintershall, President y Pampa Energía.

Las empresas de servicios con perforadores activos fueron San Antonio, DLS, Nabors, PAE, Petreven, Venver, HP, Petrex, Pluspetrol, Ensign, YPFSP y Quintana.

La actividad de perforación se fue recuperando paulatinamente en el último año. De las seis plataformas que había en funcionamiento en junio de 2020, se pasó a 35 en diciembre. El crecimiento se comenzó a sentir en el ultimo cuatrimestre del año pasado cuando YPF volvió a reactivar sus inversiones.

En cuanto a los equipos de workover, en mayo se registraron 67 en actividad, la mayoría en Chubut (22), Neuquén (17) y Santa Cruz (15). San Antonio lidera el share de las compañías de ese tipo de servicios con casi el 30% de los equipos en funcionamiento, seguida por DLS con el 25%, YPFSP con el 10%, y Clear con el 9%. Gran parte de los workover estuvieron al servicio de YPF (35) y de PAE (17).

En mayo, la recuperación tras la parálisis generada por los cortes de ruta fue rápida. Se redujo el stock de pozos perforados, tras los récords de fracturas en el shale, que alcanzaron las 1079 etapas, la marca más alta registrada en la historia de la cuenca.

Ese nivel de actividad está relacionado con los planes de las operadoras para el 2021. Tal como adelantó +e, se espera que durante 2021 las inversiones en Neuquén asciendan a 3790 millones de dólares y crezcan un 88,6% con respecto al 2020, año signado por la pandemia de coronavirus.

El dato surge de los planes de inversión de las petroleras presentados ante el Ministerio de Energía de la provincia. El año pasado las operadoras invirtieron poco más de 2009 millones de dólares, la cifra más baja de la última década. El pico histórico de inversiones petroleras en Neuquén se produjo en 2015, con 5150 millones de dólares.

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> Producción: buscan habilitar Otasa

El gobernador Omar Gutiérrez estimó que, hacia diciembre de 2021, la producción de crudo alcanzará los 235 mil barriles diarios, con un crecimiento del orden del 40% en relación a los 164 mil barriles diarios de fines de 2020.

Destacó que en el corto plazo la provincia estará en condiciones de exportar unos 60 mil barriles diarios de petróleo por Puerto Rosales. Y consideró que a partir del año próximo será necesario contar con la habilitación del oleoducto Otasa, que tiene capacidad de transportar 100 mil barriles diarios a Chile. La compañía Oldelval ya inició las tareas de rehabilitación del ducto del lado argentino, pero falta agilizar las gestiones para las obras en el trayecto que está en territorio del país vecino.

El ducto entre el yacimiento Puesto Hernández y la ciudad chilena de Talcahuano dejó de operar en 2006, cuando su único cliente, la refinería de ENAP, dejó de demandar crudo neuquino.

En septiembre de 2020, Otasa -una sociedad creada en 1992 que es controlada por A&C Pipeline Holding Company, y cuyos accionistas son la empresa estatal chilena ENAP (36,25%), YPF (36%) y Unocal Argentina (27,75%)-, y Oldelval firmaron un contrato para la inspección, adecuación y puesta en servicio del ducto, con el objetivo de abrir nuevos destinos para el petróleo de Vaca Muerta. Los trabajos se vieron demorados por la pandemia.

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