Los datos informados por Vista subrayaran un flujo de caja positivo de las operaciones de u$s19,1 millones, que impulsó un incremento de fondos de u$s4,3 millones. El saldo de caja al final del trimestre fue de u$s225 millones.

“En un contexto con mayor demanda y mejores precios realizados, la compañía mostró una recuperación en sus métricas operativas y financieras”, resaltó Vista.

En ese marco, Galuccio presentó ante analistas e inversores internacionales los auspiciosos números de producción, a pesar de la caída de la demanda global de hidrocarburos.

La producción total fue de 25.394 barriles equivalentes de petróleo diarios, lo que significó un aumento del 7% con respecto al trimestre anterior.

La producción de petróleo fue de 17.534 barriles diarios, un 12% más que el periodo anterior. Este dato se explica por la reapertura de la producción no convencional a fines de junio pasado.

Los pozos de shale oil de Vista registraron una producción de 8.407 barriles diarios de petróleo equivalente, de los cuales 8.320 barriles corresponden a los pozos del bloque Bajada del Palo Oeste, donde el pozo promedio de sus 12 pozos está desempeñándose un 13% por encima de la curva tipo de la compañía.

Lifting cost estuvo 19% por debajo del obtenido en el mismo período del año pasado y fue de u$s9,9 por barril de petróleo equivalente.

“La eficiencia, la implementación de nuevas tecnologías y la optimización de la estructura de costos operativos le permitieron a Vista compensar los niveles bajos de producción, que dieron como resultado un lifting cost de un digito que se mantuvo estable año contra año”, expresaron desde la empresa.

En el tercer trimestre Vista reinició sus actividades de perforación y terminación en el bloque de Vaca Muerta Bajada del Palo Oeste, con un menor costo de desarrollo y una recuperación de la demanda de combustible y del precio.

En el informe, recalcaron que se pusieron en producción cuatro pozos nuevos de su cuarto pad, logrando una mejora del 21% en el costo de desarrollo por pie lateral y una mejora del 40% en el costo de terminación por etapa de fractura, respecto de lo registrado en el primer pad, que se completó en 2019.

“Estas eficiencias resultaron en un costo pozo promedio normalizado de u$s11,4 millones para el cuarto pad, lo que significó un ahorro del 34% con respecto al primer pad y un ahorro del 20% con respecto al último pad, completado a inicios de 2020”, manifestaron. Para diciembre poner en producción otra tanda de cuatro pozos.