Buenos Aires — Actualmente son cinco empresas y hay diez equipos activos en la formación de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. Tres de ellas relevaron en la última semana sus planes a futuro, pero advirtieron que será clave destrabar distintos cuellos de botella, tanto en infraestructura como económicos, para avanzar con las inversiones.
Las empresas proveedoras de sets de fractura hidráulica, o fracking, son un actor clave en el desarrollo de Vaca Muerta. La cantidad de equipos y su eficiencia son determinantes para una mayor producción de gas y petróleo.
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La cantidad de etapas de fractura completadas es uno de los números que el sector ha ido mejorando en los últimos años. Según información de Aleph Energy, en julio se realizaron 1658 etapas de fractura con objetivo shale (10.887 en lo que va del año).
En 2023, se completaron 14.747 etapas. En el mes de julio, YPF mantuvo su tendencia como la operadora con mayor cantidad de fracturas realizadas con el 52% del total.
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Los cambios en el sector hidrocarburos incorporados en la Ley Bases, sumado al Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), suponen un estímulo para que Vaca Muerta vaya hacia el objetivo del millón de barriles diarios de petróleo y a producir el gas necesario para abastecer la demanda que podría generar los proyectos de Gas Natural Licuado (GNL).
Las obras de transporte de gas y petróleo permitirán evacuar esa producción. ¿Pero qué pasa con el resto de la industria, de las empresas de servicio?
¿Cuántos sets de fractura se incorporarán en los próximos años?
Maximiliano Bortot, country manager de Halliburton en Argentina, una de las empresas líderes en el mundo en este sector, y con 68 años en el país, visualizó de dos a cuatro equipos más en los próximos cuatro años, “pero va a depender mucho de la eficiencia”. Fue en el marco del Supplier Day organizado por EconoJournal.
Diego Martínez, country director para el Cono Sur de Weatherford, proyectó que Argentina probablemente incorpore entre cuatro o cinco equipos de perforación en los próximos años. “Había una regla de 3 equipos de perforación por cada set de fractura. Gracias a la mejora en la tecnología de los equipos, la fractura fue mejorando ese nivel de eficiencia y hoy se puede pensar en un ritmo de 3,5 equipos de perforación por cada set”, explicó.
En julio se registraron 35 equipos de perforación activos en la actividad no convencional. “El 58% de los rigs activos registrados, se encuentran dedicados a recursos Shale, siendo 35 de los 60 totales”, precisó Aleph Energy.
Tenaris, del grupo Techint, es un actor nuevo en la industria del fracking. Adquirió el primer equipo tres años atrás y en 2023 sumó el segundo, que implicó una inversión cercana a los US$80 millones. “Vemos uno o dos set en los próximos tres o cuatro años”, adelantó Fernando Díaz Alberdi.
Díaz Alberdi advirtió sobre los desafíos que presenta la región de Vaca Muerta: “Para ir al millón o millón y medio de barriles, más la planta de GNL, hay que pensar Vaca Muerta cuatro veces lo que es ahora”. “Implicaría un camión de arena entrando y otro saliendo por minuto. Para eso necesitamos autopista de cinco carriles, trenes. Las necesidades son descomunales”, explicó.
Escenario macroeconómico
Sobre el desarrollo que pueda haber en Vaca Muerta, tras las políticas impulsadas por este Gobierno en el que se limita la intervención estatal y se abre la posibilidad de aumentar la exportación, entre otros aspectos, Martínez de Weatherford explicó que la compañía “volvió a invertir en Argentina”. Según el empresario, la compañía venía con un modelo de inversiones de mantenimiento y que tras algunas señales en lo que respecta al marco regulatorio, entradas y salidas de equipamiento, están pasando a un modelo de inversiones de crecimiento para traer nuevas tecnologías al sector.
Bortor, de Halliburton, afirmó que tienen mucho optimismo en el país y remarcó la necesidad de corregir “el tema de los giros de divisas porque pesa mucho en la toma de decisiones de grandes inversiones”.
Díaz Alberti dijo que la previsibilidad es un factor clave para definir inversiones y aseguró que el RIGI “es un primer paso muy esperanzador, hay que hacer estas cosas para crear el ambiente”.
Eficiencia y transición energética
La brecha tecnológica de los equipos que operan en el país comparados con Permian en Estados Unidos o en otros yacimientos, es uno de los desafíos que tiene la industria.
Por caso, reducir la cantidad de gasoil que se utiliza para alimentar los sets de fractura. “Tenemos experiencia en Permian y las acciones son el reemplazo de bombas de diesel por sets eléctricos. Es una brecha entre Argentina y Estados Unidos que requiere muchas inversiones para cambiar todo el ecosistema”, explicó Borton de Halliburton.
Díaz Alberti de Tenaris agregó que “migrar la flota actual de diesel a gas debería ser el paso más importante”.
