A pesar de los significativos avances en el conocimiento de la roca en Vaca Muerta y el desarrollo tecnológico en la perforación de pozos, que permitieron ganar en rapidez y eficiencia, la capacidad limitada de los equipos actuales restringe el potencial productivo.
Esto se disimuló en los últimos dos años porque con la misma cantidad de equipos se hizo crecer los pozos de manera horizontal, alcanzando incluso récords muy recientes por encima de los 7 kilómetros de extensión, por eso hay más etapas de fractura por pozo.
Es decir, la misma cantidad de equipos construyeron pozos más largos y afectaron muy positivamente la productividad, pero esa flexibilidad tiene un límite y la falta de disponibilidad por sobre los equipos actuales restringe el potencial productivo que tiene la formación, y se puede transformar en un nuevo, aunque anunciado, cuello de botella.
En los yacimientos no convencionales de Argentina, el indicador clave de la actividad operativa es el número de etapas de fractura, en contraste con los yacimientos convencionales, donde se suelen utilizar métricas como la cantidad de pozos o equipos de perforación activos, tal como destaca el especialista Luciano Fucello en su reciente informe.
En los últimos dos años con la misma cantidad de equipos se hizo crecer los pozos de manera horizontal, alcanzando incluso récords muy recientes por encima de los 7 kilómetros de extensión, por eso hay más etapas de fractura por pozo.
Con el tiempo, las etapas de fractura se han convertido en un barómetro preciso tanto para la actividad económica directa como indirecta del sector. Estas cifras son ampliamente utilizadas por el sector privado y público para evaluar la productividad y el crecimiento en la industria hidrocarburífera.
Los estudios demuestran una correlación directa entre el número de etapas de fractura y la futura producción de hidrocarburos, lo que refuerza la necesidad de monitorear este indicador. Así, conocer la cantidad de etapas ejecutadas permite prever la producción inmediata del sector, tanto a nivel general como para cada empresa individual.
Una etapa de fractura típicamente requiere alrededor de 250 toneladas de arena y 1,500 m³ de agua, inyectados a presiones superiores a 10,000 PSI en boca de pozo.
Esto conlleva un movimiento significativo de equipos y recursos logísticos, lo que convierte a esta métrica en un reflejo directo de la actividad económica y técnica en los yacimientos.
Dicho esto, Vaca Muerta cerró 2024 con 17.796 fracturas y un crecimiento del 20% en etapas en comparación con 2023. La previsión para 2025 es aún más ambiciosa, proyectando un incremento del 37% respecto a 2024, alcanzando un total estimado de 24.000 etapas de fractura.
En 2025, la capacidad instalada para fracturación hidráulica en Vaca Muerta se distribuirá entre varias compañías de servicios.
Los equipos de perforación en Vaca Muerta
Halliburton encabeza la lista con 4 sets de fractura, seguido por SLB con 3 sets. Calfrac y Tenaris cuentan cada una con 2 sets, mientras que Weatherford opera con 1 set. En total, estas empresas suman 12 sets de fractura.
Una etapa de fractura típicamente requiere alrededor de 250 toneladas de arena y 1,500 m³ de agua, inyectados a presiones superiores a 10,000 PSI en boca de pozo. Esto conlleva un movimiento significativo de equipos y recursos logísticos, lo que convierte a esta métrica en un reflejo directo de la actividad económica y técnica en los yacimientos.
Este reparto no solo evidencia la infraestructura técnica existente en la región, sino que también refleja la importancia estratégica de cada proveedor de servicios para sostener el crecimiento proyectado del 37% en las etapas de fractura durante el presente año.
El relevamiento que realiza la consultora Aleph Energy, a diciembre había 37 rigs activos en la cuenca neuquina, 36 de ellos destinados al shale y uno al tight, cinco dedicados a la Cuenca del Golfo San Jorge y dos a la cuenca Austral que corresponden a CGC.
Los rigs en hidrocarburos son equipos mecánicos que se utilizan para perforar pozos de petróleo y también se les conoce como máquinas de perforación. Acorde con la actividad que lleva adelante y sus niveles de producción YPF tiene 17 rigs activos, Pan American Energy 6, Pampa Energía 4, en tanto que Vista y Pluspetrol 3 cada uno.
En cuanto a los sets de fractura, se contabilizaban activos en la formación un total de 8 equipos, de los cuales 3 estaban en operaciones al servicio de YPF, y uno para cada una de las restantes operadoras Vista, Tecpetrol, Pluspetrol, Phoenix y PAE.
El efecto de descenso de equipos activos durante diciembre se viene repitiendo en los últimos años, ya que se combinan la gran cantidad de feriados del mes y el fin de los planes anuales de inversión.
Pero durante el año llegaron a alcanzar a los 11 equipos y se estima un crecimiento de al menos otros cuatro para los primeros semestre de 2025, siempre destinados al shale.
De acuerdo a la proyecciones de Aleph Energy, que dirige el ex secretario de Planeamiento Energético, Daniel Dreizzen, en un escenario de crecimiento moderado y sin restricción de equipos para la ventana de petróleo serán necesarios en los próximos tres años un total de 41 rigs y 14 frac sets para el pico de crecimiento, y en un escenario de alto desarrollo la cifra se eleva a los 59 rigs y 20 equipos de fractura.
Vaca Muerta cerró 2024 con 17.796 fracturas y un crecimiento del 20% en etapas en comparación con 2023. La previsión para 2025 es aún más ambiciosa, proyectando un incremento del 37% respecto a 2024, alcanzando un total estimado de 24.000 etapas de fractura.
En la ventana del gas, la consultora estima la necesidad de la industria de unos 14 rigs y 5 sets de fracturas dedicados, y en un escenario alto de producción de la cuenca se eleva a los 17 rigs y los 6 frac sets, sólo en el shale gas de Vaca Muerta.
Esto refleja la necesidad de que las grandes operadoras y en particular sus empresas de servicios puedan acceder a nuevos equipos en el exterior, en un mercado de alta demanda, y cuenten a nivel local con las facilidades de importación para alimentar el crecimiento productivo de hidrocarburos que en 2025 ofrecerá un superávit en la balanza energética de al menos US$ 8.000 millones.
