Se batió un récord de fracturas en Vaca Muerta, pero las proyecciones de producción son negativas

Después de un 2020 con restringida actividad por la pandemia, este comienzo de año está mostrando niveles de fracturas altísimas en Vaca Muerta. De hecho, en marzo se batió el récord histórico de mayor cantidad, con 772 fracturas. Sin embargo, si bien este dato parece alentador, las proyecciones no son tan positivas, ya que muchas de las etapas son para recuperar viejos pozos que se cerraron por la pandemia, no para crear nuevos pozos de extracción.

El consultor Luciano Fucello, Country Manager de NCS Multitage, elabora el registro del nivel de actividad en la formación no convencional, en el cual detalla quienes son las empresas que más fracturas realizaron en marzo: YPF (213), Tecpetrol (150) –la petrolera del Grupo Techint–, Shell (124), Pan American Energy (92), Pluspetrol (68), Chevron (39), ExxonMobil (26) y Vista Oil (4).

“Gran parte de esas etapas son los famosos DUC –drilled but uncompleted wells (pozos perforados pero incompletos)–. Algunos pozos están desde 2019, otros se perforaron en 2020. Ya están entubados y representan el 50% del costo de perforar un pozo; la otra mitad es la terminación y la puesta en marcha del pozo. Por lo tanto, se está aprovechando el stock de pozos DAC para acelerar la producción”, dice Fucello, que agrega que en Estados Unidos se está haciendo un proceso igual: “La cantidad de DAC en Estados Unidos es 6000, es tremenda, y llegó a haber 8000. En la Argentina tuvimos como máximo 100″.

Además de la terminación de pozos que habían quedado incompletos por la pandemia, el consultor señala que también tiene influencia el lanzamiento del Plan Gas, el programa que diseñó el Gobierno para paliar la declinación de la producción, y que puso en marcha varios proyectos gasíferos en Vaca Muerta.

Por otro lado, también jugó a favor el aumento del precio internacional del petróleo, que el mes pasado tuvo un promedio de venta en el mercado externo de US$65 el barril. “En la Argentina, por cuestiones internas, el petróleo se terminó vendiendo a US$55, pero igualmente está por arriba de US$50, que es el valor sobre el cual es rentable producir según las operadoras. Empresas como Vista y Shell, que están exportando, aceleraron su producción para aprovechar los precios altos”, indicó.

El dato negativo es que la cantidad de equipos activos bajó a 22, que es un parámetro estable, pero no auspicia que vayan a haber más pozos nuevos. “Si bien aumentan la cantidad de etapas de fracturas, los equipos de perforación se mantienen constantes en un nivel menor al del año pasado. La realidad es que hoy se terminan más pozos de los que se perforan. Es un equilibrio que no es estable así como está”, advirtió.

En concreto, con la cantidad de equipos de perforación, el nivel de fracturas debería ser de entre 500 y 600, mucho menor a las 772 que hubo el mes pasado. “Para mantener este nivel de fracturas, hay que subir mínimo ocho equipos más de perforación. Si bien es buenísimo que haya un récord, hay que mirar qué lo impulsa. Hoy en día no es sostenible este nivel, al menos que en los próximos meses suban equipos”, agregó.

En la industria nadie se atreve a dar una definición. Si bien es cierto que el Plan Gas generó un gran motor para reactivar Vaca Muerta, el programa apuntó a evitar que la producción de gas siga cayendo. Por el lado del petróleo, el incentivo a incrementar los volúmenes dependerá de lo que ocurra con la demanda y el precio a nivel internacional, que están relacionados a los efectos de la pandemia.

El Brent, por caso, en los últimos meses estuvo muy volátiles, con picos de casi US$71, el pasado 7 de marzo, a una caída de US$10 tan solo 20 días después. En el mercado local, la demanda de nafta y gasoil sigue 10% debajo de los niveles pre-pandemia, y se espera que vuelva a caer si se restringe de nuevo la movilidad por el aumento de personas con coronavirus.

Mientras tanto, el sector está a la expectativa del proyecto de ley para promocionar la actividad hidrocarburífera, que el presidente Alberto Fernández prometió dos veces que enviaría al Congreso (en las dos aperturas de sesiones ordinarias a las que asistió). En YPF también habían anticipado que el proyecto vería la luz hace unos días, pero en la Secretaría de Energía dicen que todavía hay varios borradores y ningún documento final. Por ahora no hay apuro para enviar el proyecto: en el Gobierno saben que las empresas toman sus decisiones de inversión en octubre y por lo tanto estiman que tienen dos o tres meses más para terminar el diseño.

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