El informe precisa que el mes de mayor perforación fue septiembre, con 48 pozos, en tanto que el ranking de más intervenciones lo encabeza la empresa YPF, seguida por Shell y Pan American Energy se ubica en tercer lugar.
El informe de la Hidrocarburos indica que en diciembre de 2021 se perforaron 25 pozos nuevos (23 pozos no convencionales y 2 pozos convencionales).
Ese mismo mes realizaron 885 etapas de fractura, 854 shale, 17 tight y 14 en pozos convencionales, alcanzando en todo 2021 las 10.252, 350 y 133 etapas de fractura, respectivamente. Esto superó ampliamente el récord alcanzado en 2019, que fue de menos de 7.000 etapas de fractura, según datos recabados por Luciano Fucello, de NCS Multistage.
La cantidad de equipos activos en diciembre pasado aumentó un 14 por ciento con respecto al mismo periodo de 2020. En total fueron 87 equipos realizando actividades: 30 perforadores, 19 workover, 15 pulling y 23 coiled tubing y otros.
La formación Vaca Muerta tiene una extensión de 30 mil kilómetros cuadrados y son en total 15 las empresas operadoras. “Ver estos avances en la productividad, nos habla de la mejora en la eficiencia de las compañías en este último tiempo, ubicando a los recursos hidrocarburíferos neuquinos como los mejores del país”, destacó el ministro de Energía, Alejandro Monteiro.
Los últimos datos disponibles de producción indican que la provincia de Neuquén, en noviembre de 2021, alcanzó los 236.841 barriles diarios de petróleo (bbl/d), lo que significa un incremento de 3,19 por ciento con respecto a octubre de 2021 y de 49,47 % con respecto a noviembre de 2020. Este volumen es el mayor en los últimos 18 años.
Además, exportó, en los primeros 11 meses de 2021, más de 6 millones de barriles de crudo, equivalente al 9 por ciento de la producción total de crudo de la provincia, acumulando un valor aproximado superior a los 400 millones de dólares.
El proyecto Duplicar Norte prevé alcanzar una capacidad de evacuación de 360.000 barriles desde Puesto Hernández, cerca de Rincón de los Sauces, hasta la estación de bombeo Allen, en Río Negro. Es una obra de unos 400 millones de dólares y alrededor de 200 kilómetros de ducto para ampliar la capacidad de transporte. La iniciativa será presentada para obtener los beneficios del RIGI.
Según el informe de OilProduction Consulting de febrero, cinco empresas concentran el 87% de la producción shale del país. YPF es el actor dominante mientras que Vista, Shell, Pluspetrol y Pan American Energy (PAE) disputan los lugares de privilegio en un mercado cada vez más competitivo.
Con la adquisición de la participación de la petrolera malaya en La Amarga Chica, a cambio de unos US$ 1.340 millones, Vista se convierte en el mayor productor independiente de Argentina. La compañía pasará a producir 120.000 barriles diarios de crudo asociada con YPF, propietaria del 50% restante y operadora del bloque.
El pliego licitatorio para reprivatizar las cinco centrales contempla que durante los primeros dos años, un 95% de la energía generada se utilizará para cubrir la demanda prioritaria residencial. Los nuevos concesionarios recibirán por esa energía un precio diferencial cercano a los 15/20 dólares por MWh. El porcentaje restante, se podrá vender a precio libre.
Los gobernadores habían pedido al menos 30 días para analizar los pliegos, pero desde Nación solo otorgaron 15 días, de los cuales ya han pasado cinco. “Están haciendo esto en forma un poco apresurada”, expresó el ministro Rubén Etcheverry. El proceso licitatorio pondrá en manos privadas las represas de El Chocón, Alicurá, Cerros Colorados y Piedra del Águila.
El Gobierno nacional eliminó el Certificado de Importación de Bienes Usados (CIBU), un trámite que hasta ahora condicionaba el ingreso de equipos con años de uso al país. La decisión permitirá a las compañías del sector petrolero importar equipos usados, como torres de perforación, bombas o generadores, sin necesidad de cumplir con requisitos administrativos adicionales.
