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Autor: Más Energía

  • La llave del GNL para la seguridad energética global y el desarrollo de Argentina

    La llave del GNL para la seguridad energética global y el desarrollo de Argentina

    La relevancia estratégica del gas natural licuado (GNL) para el desarrollo energético de Argentina y su proyección como exportador a nivel mundial fueron dos de los puntos que abordó Gabriela Aguilar, gerente general de Argentina y vicepresidenta para Latinoamérica de Excelerate Energy, en su disertación durante el Argentina Texas Energy Summet.

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    «El desarrollo de Vaca Muerta debe centrarse en proyectos de largo plazo orientados a exportar GNL al mundo«, subrayó Aguilar, señalando que esta tecnología es esencial para garantizar la seguridad energética global.

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    La directiva hizo hincapié en que el GNL no solo permite la reducción de costos, sino también de emisiones. «Argentina tiene un parque energético que aún se abastece con combustibles líquidos. Al avanzar hacia el GNL, no solo ahorra en costos, sino también en emisiones«, explicó, resaltando el impacto positivo que puede tener en la transición hacia fuentes más limpias de energía.

    Aguilar también mencionó que la competencia en los proyectos de GNL es cada vez más intensa debido a la creciente demanda de cara a 2050. «Los contratos firmados no alcanzan a cubrir la demanda existente», afirmó y ponderó que el país no solo debe enfocarse en exportaciones a largo plazo, sino también en aquellos países con demandas estacionales o picos energéticos.

    GNL argentino para el mundo

    Sobre el panorama global, la gerenta general de Excelerate apuntó que, si bien Asia liderará la demanda de GNL, Europa también será un mercado importante, ya que busca desprenderse del gas ruso. «Europa está construyendo terminales de GNL porque quiere un proveedor flexible. Aunque las renovables son clave, Europa seguirá necesitando GNL», subrayó.

    Aguilar también se refirió a la volatilidad de los precios del GNL, que oscila entre los 5 y 15 dólares por millón de BTU, y cómo esto presenta desafíos, pero también oportunidades. «El financiamiento es clave para tener un mejor acceso a precios competitivos», afirmó. Con respecto a las próximas décadas, Aguilar prevé fluctuaciones en los mercados, pero confía en que la expansión global del GNL permitirá estabilizar la oferta y mejorar la seguridad energética.

    Asimismo, la directiva destacó que la mejora de los índices macroeconómicos en Argentina ofrece un panorama más optimista para el futuro energético del país. «El desarrollo de infraestructura es esencial para llevar adelante los proyectos de GNL. Argentina tiene enormes posibilidades de posicionarse en el mercado global, algo que hace 20 años no existía», destacó.

  • tgs aclaró qué fue lo que pasó en la planta Tratayén

    tgs aclaró qué fue lo que pasó en la planta Tratayén

    Transportadora de Gas del Sur S.A. (tgs) comunicó que el jueves, alrededor de las 7, se produjo un incidente menor en una de las instalaciones de la planta Tratayén, ubicada en Ruta 7 sur kilómetro 76. Un componente del sistema de ventilación de una chimenea experimentó un sobrecalentamiento, generando un principio de incendio que fue controlado por los equipos de emergencia.

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    “Hay que destacar que en ningún momento se produjo una situación de riesgo para la población ni para el medio ambiente. La instalación afectada se encuentra aislada y a una distancia segura de las áreas operativas de la planta”, subrayó la compañía mediante un comunicado.

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    Como medida de precaución, se inició un procedimiento de ventilación controlada y venteos para garantizar la seguridad de las instalaciones. Estos procedimientos pueden generar una leve emisión de humo visible, pero son parte de los protocolos de seguridad establecidos y no representan ningún peligro para la comunidad. La duración aproximada del proceso se estima entre 48 y 72 horas.

    tgs transmitió tranquilidad

    Además, tgs destacó que la planta Tratayén nunca dejó de cooperar y reiteró su compromiso con la seguridad y el cuidado del medio ambiente.

    “Todas nuestras operaciones se llevan a cabo cumpliendo estrictamente las normas y regulaciones vigentes”, afirmó la empresa.

    Asimismo, el jefe del cuerpo de Bomberos de San Patricio del Chañar, Florencio Barro, informó a LMNeuquén que en el lugar se hicieron presentes tres dotaciones de bomberos (dos de Añelo), aunque al arribar al lugar, el fuego ya había sido contenido.

    «Cuando llegamos el fuego se había aplacado, solo había temperatura, por lo que se trabajó para enfriar la zona», puntualizó, y dijo que tanto su intervención como la evacuación del lugar fue durante poco tiempo, alrededor de una hora, hasta que la situación fue controlada.

  • Medele explicó el modelo para que Vaca Muerta llegue a los 2 millones de barriles

    Medele explicó el modelo para que Vaca Muerta llegue a los 2 millones de barriles

    “Vaca Muerta puede producir 2 millones de barriles”. Esa fue la proyección que realizó Gustavo Medele +esobre el futuro cercano de Vaca Muerta. La afirmación sacudió la escena y generó entusiasmo en los players del shale. Pero ¿cómo se alcanza esa producción? El ministro de Energía de Neuquén lo explicó en la AOG Patagonia 2024.

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    En diálogo con este medio en el stand que posee en el Espacio Duam, Medele detalló el proceso detrás de la estimación de producción en Vaca Muerta. Según el funcionario, el cálculo de 2 millones de barriles diarios es resultado de un modelo basado en las capacidades actuales y en potenciales mejoras en la eficiencia operativa.

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    Entrevista Gustavo Medele – Ministro de Energía de Neuquén

    El modelo Vaca Muerta

    “Si uno analiza hoy la capacidad instalada —36 equipos de perforación y entre 7 y 8 equipos de fractura—, y proyecta sin considerar mejoras, esa capacidad nos llevaría a alrededor de 800,000 barriles por día para 2028”, explicó Medele. “Pero no estamos estancados; estamos viendo constantes mejoras”, afirmó.

    Según el ministro de Energía de Neuquén, la capacidad instalada actualmente cuenta con 36 equipos de perforación y hasta 8 equipos de fractura. Sin embargo, en los últimos meses se han sumado dos equipos adicionales de perforación y uno de fractura que, aunque todavía no están operativos, se espera que en breve contribuyan a aumentar la capacidad de producción.

    A partir de esta base, se realiza una proyección a través de un modelo matemático, considerando tanto la capacidad actual como posibles optimizaciones y mejoras en la eficiencia operativa. “El objetivo de 2 millones de barriles diarios representa un máximo teórico sin restricciones”, aclaró Medele. Esto significa que el cálculo supone condiciones ideales en las que no se presenten cuellos de botella ni otras limitaciones que actualmente afectan la producción.

    Eficiencia

    Una de las principales mejoras destacadas por Medele es el tiempo de perforación por pozo, que pasó de 25 días a un promedio de 17 días, con algunas empresas alcanzando tiempos de apenas 11 días. Además, el número de fracturas diarias ha experimentado un incremento significativo: de las 2 fracturas diarias iniciales a casi 20 en la actualidad. Estos avances en productividad permiten proyectar un aumento considerable en el volumen de producción, especialmente si continúan implementándose innovaciones tecnológicas.

    “Estas son algunas de las suposiciones que se integraron al modelo. Cada mejora en los procesos representa un avance hacia la meta de producción”, afirmó Medele.

    Otro factor que está dentro del cálculo de 2 millones de barriles es el desarrollo de varias capas de extracción en Vaca Muerta. Actualmente, la mayoría de los proyectos se limitan a dos capas, aunque algunas empresas han comenzado a explorar una tercera capa y se estudia la posibilidad de extenderse a una cuarta. Medele explicó que el potencial de desarrollar más capas varía de acuerdo con las condiciones específicas de cada zona, pero representa un factor crucial en la proyección de la producción máxima.

    “Hoy la mayoría de los proyectos desarrollan dos capas de Vaca Muerta. ¿Podríamos ir a cuatro capas? Todavía no lo sabemos”, comentó el ministro.

    Objetivo

    Si bien Medele reconoce que alcanzar los 2 millones de barriles diarios es un objetivo desafiante, se considera realista que Vaca Muerta pueda superar la barrera de 1 millón de barriles si se continúa optimizando cada etapa del proceso productivo.

    Lograr este aumento dependerá de una serie de mejoras técnicas, como la reducción en el tiempo de perforación, el incremento de fracturas diarias y el desarrollo de nuevas capas de extracción. También será fundamental abordar cualquier cuello de botella en el transporte y procesamiento de hidrocarburos.

    «Todavía hay margen para optimizar los procesos. Con un millón de barriles diarios parece razonable, aunque llegar a los dos millones sería un desafío”, explicó Medele.

  • Oldelval comenzó a llenar el oleoducto Duplicar Plus

    Oldelval comenzó a llenar el oleoducto Duplicar Plus

    Oldelval está en los tramos finales de una obra clave para potenciar desarrollo de Vaca Muerta, que hoy se encuentra encorsetado por la falta de capacidad de transporte de hidrocarburos. El proyecto Duplicar Plus, que ya tiene un 73% de ejecución permitirá incrementar la producción de petróleo neuquino y generar exportaciones por 8 mil millones de dólares.

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    Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, visitó el stand de +e durante la segunda jornada de la AOG Patagonia que se realiza en el Espacio Duam de Neuquén, y adelantó que se espera que la obra, que demandó una inversión de 1.200 millones de dólares, esté culminada en febrero próximo.

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    «Estamos en la etapa de puesta en marcha escalonada, que se va llenando el ducto de a poco, hoy estamos llenado desde Allen a Chimpay», indicó el directivo, y agregó que de esa forma se va dando más capacidad de transporte a las productoras. El proceso se culminará en marzo, cuando el nuevo oleoducto a Puerto Rosales esté operativo al 100 por ciento.

    Más capacidad para producir en Vaca Muerta

    «El gran hito es que después de tres años, la cuenca va a poder producir todo lo que quiera y no lo que podamos transportar«, agregó.

    A partir de marzo de 2025, Oldeval tendrá una capacidad de transporte de 530 mil barriles diarios, y la cuenca cuenca neuquina contará con un total 750 mil barriles diarios.

    Entrevista Ricardo Hösel – CEO de Oldelval

    «Estimamos que hasta fines de 2026 vamos a estar tranquilos», dijo Hösel en relación a la capacidad de transporte que dispondrá Oldelval para la cuenca con la puesta en marcha de la ampliación del sistema entre Allen y Puerto Rosales.

    En paralelo, Oldelval ejecuta la obra “Derivación” a Trafigura, que proporcionará a la cuenca neuquina una segunda salida de exportación hacia el Atlántico. «Este proyecto es un paso importante para diversificar nuestras rutas de exportación y fortalecer nuestra posición en el mercado», destacó el CEO de Oldelval.

    Se trata del tendido de un ducto de 14 pulgadas de diámetro desde el oleoducto principal de Oldelval hasta la Refinería de Bahía Blanca, con una extensión total de 11 kilómetros.

    Esta iniciativa forma parte de otras acciones que se desarrollan en el Complejo Industrial, para generar mayor capacidad de almacenaje de crudo, un moderno sistema de descarga de camiones y la interconexión a las distintas postas del puerto bahiense.

    Oldelval va por el proyecto Duplicar Norte

    El próximo paso de la compañía será avanzar con el proyecto Duplicar Norte, que consiste en un ducto paralelo entre Allen y Puesto Hernández, rara evacuar la producción del noroeste de Vaca Muerta, donde hay proyectos no convencionales en marcha como El Trapial (Chevron), Bajo del Choique (ExxonMobil).

    «Estamos trabajando con los clientes para definir qué tipo de ampliación necesitamos, esperamos firmar los contratos en diciembre-enero y empezar la construcción en junio del año que viene», indicó el CEO de Oldelval.

  • El plan de Aconcagua para buscar oportunidades en el convencional

    El plan de Aconcagua para buscar oportunidades en el convencional

    El potencial petrolero argentino existe más allá de Vaca Muerta y Aconcagua es una de las firmas que más dan cuenta de eso. En su paso por la AOG Patagonia 2024, el CEO de la compañía, Diego Trabucco detalló qué oportunidades están observando en el segmento convencional y cuáles serán las próximas inversiones.

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    “Nacimos en el convencional y en campos maduros que tenían rentabilidad marginal. Entendemos que podemos revitalizar esos campos y mejorar los costos. Optimizar la secundaria y ese es nuestro objetivo. Para poder lograrlo, empezamos a ver cómo podríamos integrar determinados servicios. El 20% que explica el 80% del opex”, indicó.

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    El foco de Aconcagua

    El principal foco de la empresa está en los campos convencionales y principalmente en Río Negro, Mendoza y Neuquén. Hacia adelante, Río Negro aparece como uno de los sectores más atractivos para la empresa.

    “Estamos viendo algún proyecto de piloto para Río Negro y nos ha sentido pensar en terciarias y pensar resultados similares como Manantiales y Capsa”, anticipó.

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    Si bien Aconcagua no se pudo quedar con ninguna de las áreas maduras que vendió YPF, Trabucco confía en que puedan participar de los próximos proyectos Andes. “Las oportunidades en el convencional son muchas para invertir”, subrayó.

    Más allá de este segmento, el empresario reveló la hoja de ruta de crecimiento de Aconcagua hacia adelante para consolidarse como una firma de energía y no sólo una petrolera.

    Entre los pilares más relevantes, se destacan las renovables. “Tenemos hoy un proyecto y estamos trabajando en la financiación para poderlo poner en producción. Están en Mendoza y tenemos proyecto de prefactibilidad en Río Negro”, finalizó.

  • YPF lanza el plan Andes 2 para vender áreas marginales en Tierra del Fuego

    YPF lanza el plan Andes 2 para vender áreas marginales en Tierra del Fuego

    El próximo lunes 28 de octubre YPF comenzará el proceso de cesión definitiva de la primera de las 15 aéreas maduras que vendió en Chubut, Río Negro, Mendoza y Neuquén, para concentrar sus esfuerzos de inversión en Vaca Muerta, su activo más rentables. La compañía también lanzará la etapa 2 del plan Andes, para desprenderse de yacimientos convencionales de Tierra del Fuego y Santa Cruz.

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    En diálogo con +e, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, anunció que el lunes entregará el área Trébol-Escalante a la empresa Pecom, de la familia Pérez Companc, cuyo traspaso ya está aprobado por decreto del gobierno de Chubut.

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    El Trébol es el principal bloque cedido por la empresa de mayoría estatal en el marco del proyecto Andes, el cual abarca una superficie total de 290 kilómetros cuadrados, con una producción de 7.100 barriles de petróleo diarios.

    En el caso de «Campamento Central – Cañadón Perdido», el otro clúster adquirido por Pecom en Chubut, el traspaso se formalizaría en noviembre, debido a que, al existir un socio con 50% de participación (Enap Sipetrol), las solicitudes de autorización interna extendieron los plazos.

    La cesión de áreas de YPF en Neuquén

    En Neuquén, el proceso también está en instancia de revisión por parte de las autoridades provinciales. Por caso Bentia Energy, la nueva empresa de Javier Iguacel, está definiendo los detalles burocráticos con la Fiscalía de Estado, que conduce Raúl Gaitán, para recibir la operación del cluster Neuquén Norte, en sociedad con la neuquina Sima.

    En total, YPF ya vendió 15 áreas convencionales agrupadas en 6 clústeres en Neuquén, Mendoza, Chubut y Río Negro, dentro del proceso denominado Plan Andes.

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    YPF implementará un sistema de inteligencia artificial para mejorar su eficiencia.

    El cluster Mendoza Norte fue adjudicado a la empresa Petroleos Sudamericanos y dos áreas de Llancanelo a la empresa PCR. Mientras que Velitec se quedó con el área Señal Picada/Punta Barda, ubicada entre las provincias de Río Negro y Neuquén.

    El lanzamiento del Plan Andes 2

    En los próximos días, YPF lanzará la segunda etapa del proceso, con el llamado la presentación de ofertas por yacimientos maduros de Tierra del Fuego. Mientras que en Santa Cruz, aún no están cerradas las negociaciones de la empresa con el gobierno para definir el esquema de salida de esos yacimientos maduros.

    En principio, el gobierno santacruceño había anunciado que unas 10 áreas convencionales serían revertidas a la Provincia, pero las tratativas se empantanaron.

    Marín destacó que la venta de áreas marginales representa un nuevo enfoque para la empresa, que deja yacimientos con altos costos operativos para invertir en sus áreas más resituarles. Mencionó que hay diversas cuestiones administrativas que también han influido en el proceso, incluyendo temas relacionados con deudas y otros aspectos operativos. Aunque se han presentado retrasos en algunas fases, Marín subrayó que se trata de un proceso normal. Si bien quiere que todo esté cerrado antes de 2025, las decisiones finales dependen de las aprobaciones provinciales.

  • Rucci: «los CEOs en ningún momento nombraron a los trabajadores»

    Rucci: «los CEOs en ningún momento nombraron a los trabajadores»

    “Hoy no hay nada que celebrar. Pudimos escuchar a los CEOs de cada una de las operadoras y vemos que en ningún momento se nombra a los trabajadores”. Así la diputada provincial de Neuquén, Daniela Rucci, cuestionó duramente a las empresas del sector por su falta de consideración hacia los trabajadores.

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    En diálogo con +e en el stand que tiene en la AOG Patagonia 2024, la legisladora cuestionó duramente que en los discursos de los directivos no se mencionó la seguridad ni las condiciones laborales.

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    Entrevista Daniela Rucci – Diputada provincial

    Además, Rucci criticó que los discursos de los CEOs de las operadoras petroleras en la AOG Patagonia 2024 se centraron únicamente en aspectos financieros y subrayó que la seguridad en las rutas de la región, donde los trabajadores deben desplazarse diariamente, es un tema urgente que las empresas deben atender. «Lamentablemente, venimos sufriendo víctimas fatales, familias de nuestra zona que mueren en accidentes de tránsito, y no se está haciendo nada al respecto«, afirmó.

    El reclamo de los trabajadores

    Bajo este marco, Rucci y su par Paola Cabeza, decidieron no participar en los eventos sociales y cócteles de la feria. Para ellas, no hay motivos para celebraciones mientras las operadoras no tomen medidas concretas para mejorar las condiciones de trabajo y las infraestructuras de la región. «No vamos a participar de todos los cócteles a los que fuimos invitados porque no creemos que haya nada que celebrar», consideró Rucci.

    Rucci insistió en que el foco debe estar en obras fundamentales como hospitales y escuelas, además de garantizar la seguridad vial para los trabajadores que día a día transitan las rutas de Vaca Muerta. «Lo único que se celebra acá es hablar de dólares, pero hasta que esto no se vea reflejado en obras necesarias, no hay razón para festejar«, concluyó.

    La diputada también aprovechó la ocasión para remarcar la importancia de las obras de infraestructura en la región. Durante una reciente reunión con el gabinete de ministros de Neuquén, se discutió la regionalización del presupuesto y las inversiones en infraestructura y, en este sentido, la legisladora aseguró que su espacio político seguirá exigiendo que las promesas se traduzcan en obras tangibles que beneficien a la comunidad.

  • Tecpetrol sumó un equipo de perforación para aumentar la producción de petróleo en Vaca Muerta

    Tecpetrol sumó un equipo de perforación para aumentar la producción de petróleo en Vaca Muerta

    Tecpetrol dio un paso significativo en su expansión operativa en Vaca Muerta al poner en marcha un nuevo equipo de perforación de última generación, contratado por cinco años, que le permitirá acelerar el desarrollo de sus bloques de petróleo.

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    La incorporación de este moderno equipo responde a la necesidad de preparar el terreno para el desarrollo de otras operaciones de Tecpetrol en el shale, particularmente en el yacimiento Los Toldos, donde se encuentran importantes reservas de petróleo.

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    “Hemos traído un equipo de última generación que empezó sus operaciones en Fortín de Piedra. Cuenta con tecnología de punta y nos permite controlar y supervisar todas las variables en tiempo real. Nuestra idea, en Tecpetrol, es expandir las operaciones de petróleo no convencional en Los Toldos I Norte y II Este. Es un orgullo poder contribuir entre todos a que Vaca Muerta sea un motor que impulse el país”, dijo Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol.

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    El nuevo equipo, el F36 de Nabors Industries, es uno de los más avanzados a nivel mundial y cuenta con un software de perforación automatizado, así como un manejo integrado de control de presiones de fondo (MPD) que optimiza el rendimiento en la perforación.

    Continúa el desarrollo de Fortín de Piedra

    El perforador comenzará sus operaciones en Fortín de Piedra, el yacimiento de shale gas más grande de Argentina, que actualmente aporta el 16% del consumo diario de gas del país. Desde su desarrollo en 2017, que requirió una inversión de más de 2.000 millones de dólares, este yacimiento demuestra un crecimiento productivo notable, que en apenas 18 meses alcanzó una producción diaria de 17.5 millones de metros cúbicos.

    Fortín de Piedra se destaca como el primer yacimiento de shale gas en alcanzar una producción acumulada de 1 trillón de pies cúbicos (TCF) en menos de siete años, un volumen que equivale al consumo residencial de gas de Argentina durante tres años. En invierno de 2024, el yacimiento estableció un nuevo récord de producción, de 24.31 millones de metros cúbicos por día.

    La compañía lleva perforados 161 pozos productores en Vaca Muerta de los cuales 153 fueron terminados, con 6.200 etapas de fractura.

    La actividad en las áreas petroleras

    Este año, Tecpetrol comenzó a orientar su actividad hacia la frontera de shale oil de sus activos. En el yacimiento Puesto Parada comenzó su fase de desarrollo, o la ampliación de la vez que ejecuta las facilidades de tratamiento de petróleo. Ya tiene 4 pozos en producción y 8 en construcción.

    En Los toldos II Este, se encuentra en la fase inicial de desarrollo, donde además se lleva adelante proyecto de minado de criptomonedas con el gas asociado que producen los pozos. La compañía está ejecutando la ingeniería para el desarrollo. Ya cuenta con 6 pozos en producción 2 en ensayo.

  • NRG estudia la posibilidad de un arenoducto para Vaca Muerta

    NRG estudia la posibilidad de un arenoducto para Vaca Muerta

    Los cuellos de botella siguen siendo un dolor de cabeza para los planes de Vaca Muerta. El transporte de arena es uno de ellos y se teme una restricción en los planes de las compañías. Sin embargo, NRG adelantó que estudia la implementación de un arenoducto para dar respuesta a la demanda del shale.

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    En diálogo con +e en su estudio en la AOG Patagonia 2024, César Gercio, CEO de NRG, describió que se espera que en 2024 se bombeen 4,8 millones de toneladas de arena, y en 2025 la demanda aumente a 5,6 millones de toneladas. Esto ha generado un cuello de botella en el transporte de la arena, que actualmente depende de una alta cantidad de camiones circulando por rutas que también son utilizadas por el tráfico civil.

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    Entrevista Cesar Guercio – CEO de NRG.mp4

    Ante los crecientes problemas de congestión y el impacto en las comunidades locales, Gercio adelantó que NRG está evaluando un proyecto de arenoducto. «Tenemos un proyecto en carpeta, son inversiones de calibres importantes. Muy grandes, pero es lo natural«, afirmó.

    Qué analiza NRG

    Este proyecto busca solucionar los problemas logísticos derivados del transporte terrestre, permitiendo un flujo más eficiente de arena desde las plantas de extracción hacia las áreas de fracking, al tiempo que se reduce la cantidad de camiones en las rutas.

    La decisión de optar por un arenoducto surge tras descartar la posibilidad de desarrollar una red ferroviaria, una opción ampliamente utilizada en Estados Unidos. “Lamentablemente, hoy las mejores prácticas de Estados Unidos son sobre ferrocarriles, vías ya maduras, con tránsito ya pensado, pero no lo vamos a ver aquí«, aclaró Gercio.

    Limitaciones

    El CEO de NRG también subrayó que se están realizando estudios de impacto ambiental y diálogos con superficiarios en las áreas afectadas para minimizar el impacto de los proyectos en las comunidades locales. «Nuestra idea es que todo ese volumen de arena curse por caminos alternativos y mejorar la interacción con las comunidades«, explicó, destacando que ya se están considerando rutas que eviten los ejidos municipales y los puntos de congestión más críticos.

    De cara al 2025, Gercio resaltó que la capacidad instalada para la producción de arena está cerca de su límite, por lo que es crucial comenzar a trabajar en soluciones logísticas de largo plazo, como el arenoducto. “Los 5,6 millones de toneladas es el máximo que podemos manejar con la capacidad instalada actual«, dijo, y agregó que la expansión de las plantas de NRG ya ha alcanzado el 85% de su capacidad.

  • Las empresas de servicios dicen que se puede llegar a 1,5 millones de barriles en 2027

    Las empresas de servicios dicen que se puede llegar a 1,5 millones de barriles en 2027

    El primer panel de la AOG Patagonia 2024 ya dejó un título muy importante para el sector. Las empresas de servicios que tienen una fuerte impronta en el engranaje del shale proyectaron que llegará al millón y medio de barriles de petróleo diarios en el 2027.

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    Se trata de un pronóstico mucho más optimista de lo que se venía debatiendo. Por ejemplo, la consultora internacional Rystad Energy preveía un plazo mucho más holgado y hablaba de un rango entre 2030 y 2031.

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    “Mi percepción es que, en base a todos los proyectos que se están materializando que son sólidos y de la mano de destrabar los cuellos de botella y el aumento de eficiencia, a final del 2027 se puede llegar a 1,5 millones de barriles diarios de petróleo”, dijo Jorge Vidal, de Schlumberger (SLB).

    “Si escogemos las políticas necesarias seguramente podamos hacer todo localmente y seguramente lleve mucho más tiempo. Pero si podemos implementar algunas reglas, 2027 es alcanzable y nos da el tiempo de hacerlo de manera responsable”, coincidió Marco Aranguren, director general de Calfrac Well Services Argentina.

    Las empresas comprometidas

    Por otro lado, los especialistas celebraron las mejoras implementadas en materia de productividad e implementación de mejoras tecnológicas en los equipos de perforación.

    Desde Halliburton, afirmaron que “estamos alcanzando metas importantes sin necesidad de ir afuera a alcanzar la solución. Hemos crecido a pasos agigantados en Argentina en lo que es el armado y el diseño de equipos”.

    En tanto, en SLB dijeron que “en términos de eficiencia los niveles son buenos, pero hay varios desafíos”. Por ejemplo, “traer las tecnologías que sirven y que necesitamos y no lo que sobra”.

    Hacia el futuro, Vidal puso el eje en la adquisición de tecnologías en el marco de la revolución de la inteligencia artificial. “Lo primero es la oportunidad de digitalización y automatización. Hemos visto resultados espectaculares en Norteamérica. Lo segundo es la cadena de valor. Y el tercer punto, la especificidad de la formación”.

    Para finalizar, Aranguren subrayó que “la tecnología para ese tipo de equipos convencionales está. Estamos trabajando con esos mismos proveedores para aprovechar el gas que se encuentra en la cuenca y desplazar el uso de diésel”.