La reactivación viene apuntalada por el fracking en los pozos no conectados, pero se requieren más perforadores para que sea sustentable.

Uno de los datos que sonó con más fuerza en los últimos meses fue el número de fracturas realizadas en Vaca Muerta. El último informe da cuenta de 685 fracturas en distintos bloques de la formación shale de la Cuenca Neuquina. La compañía que trasciende es YPF, que desde septiembre volvió a realizar tareas de fracking luego del coletazo de la pandemia y contribuyó a que los números subieran.

No obstante, la empresa controlada por el Estado nacional tenía un stock de pozos no conectados a los que en el último tiempo pasó a realizarle hidrofracturas y ponerlos en actividad. Esto explica en buena medida la producción récord de petróleo en la provincia de Neuquén, con 177.044 barriles por día en febrero, y los números de fracturas cercanos a los tiempos pre PASO de 2019.

“En pocos meses, se podría ver un cuello de botella en la actividad si no se aumentan los equipos de perforación, o caso contrario se baja la actividad de fractura”, indicó Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage y quien se encarga de elaborar un informe mensual sobre el fracking que ya es una referencia para la industria. Si el precio del Brent se mantiene por encima de los u$s 60, las inversiones podrían seguir un rumbo sin mayores complicaciones.

Los pozos DUC (Drilled Uncompleted) son pozos perforados y no completados, están esperando la llegada de un set de fractura para que inicie la producción. El crecimiento de la actividad del fracking en Vaca Muerta está relacionada a este “stock de DUCs”, pero de a poco se irán completando todos. YPF conectó 18 pozos de los 81 que había perforado antes de la pandemia.

Para YPF implica una ventaja poner en actividad los pozos DUC, puesto que le representa un ahorro de importantes dólares y aliviar sus finanzas después de renegociar su deuda, logrando al mismo tiempo producir petróleo y gas para poner en marcha otra vez la industria hidrocarburífera.

“Todo indica que el Plan Gas.Ar ha impactado positivamente y los efectos en la actividad recién están comenzando. El tiempo juega en contra y el invierno está a la vuelta de la esquina, como respaldo, ya se adjudicaron 24 buques de GNL y una segunda ronda del PlanGas.AR”, apunta Fucello en su análisis. Las compañías están alentadas por el Plan Gas.Ar como Pan American Energy y Pluspetrol. Vista Oil & Gas es la segunda productora de shale oil de la región y está aprovechando la veta exportadora y ExxonMobil comenzó a completar un PAD que ya tenía perforado.

A finales de marzo vencen los acuerdos de suspensiones a los petroleros y ese frente lo están siguiendo con atención todas las operadoras, puesto que tendrán que reubicar a unos 1.300 trabajadores que todavía están en stand by y con sueldos reducidos. Desde el Sindicato del Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa ya fijaron postura: se cumplió con poner el hombro durante la pandemia, ahora se espera la vuelta al campo de los operarios.

En todos los casos mencionados de las compañías, cada una está completando tareas que quedaron pendientes en tiempos precuarentena. Es decir, se completan más pozos de los que se perforan y allí podría empezar a producirse el cuello de botella que menciona Fucello.

La necesidad de incorporar más torres de perforación es el objetivo para este 2021 y así dar un nuevo salto en producción y desarrollo.