Categoría: Patagonia Shale

Informe de PwC: Vaca Muerta puede generar un superávit de USD 30 mil millones
Vaca Muerta podría convertirse en un pilar económico, proyectando un superávit en la balanza energética de hasta 30.000 millones de dólares para 2030. Así lo asegura un informe reciente de PwC Argentina, en el cual expertos destacan que el país podría alcanzar niveles récord de producción: hasta un millón de barriles de petróleo y más de 250 millones de metros cúbicos de gas diarios.
Para lograrlo, el nivel de inversiones acumuladas debería superar los 200.000 millones de dólares desde el inicio de su explotación en 2013, un número que subraya la magnitud de la apuesta económica que representa este yacimiento.
El informe de PwC destaca que, en agosto de 2024, la producción en Vaca Muerta llegó a los 403.000 barriles de petróleo y 83 millones de metros cúbicos de gas diarios, lo que representa más de la mitad de la producción total de hidrocarburos en el país. Este ritmo de crecimiento, con aumentos interanuales del 35% en petróleo y 22% en gas, demuestra el potencial de Vaca Muerta para dinamizar la economía nacional.
La necesidad de nuevas inversiones
Ezequiel Mirazón, socio de PwC Argentina y experto en el sector energético, destaca el atractivo de Vaca Muerta para empresas nacionales e internacionales. “Vaca Muerta tiene la capacidad geológica de llevar a Argentina a niveles de producción inéditos. En los últimos meses, los anuncios de inversión y los acuerdos entre el gobierno y las compañías han generado un marco regulatorio aún más atractivo para el sector”, comentó Mirazón.
Este atractivo se compara a formaciones como Permian y Eagle Ford en Estados Unidos, que siguen produciendo en altos volúmenes y demostrando la rentabilidad de los yacimientos no convencionales.
Para mantener el crecimiento proyectado, será esencial la inversión en infraestructura que permita transportar el gas y petróleo hacia el mercado interno e internacional. La construcción de nuevos ductos, como el Vaca Muerta Oleoducto Sur, liderado por YPF con una inversión de 2500 millones de dólares, permitirá incrementar la capacidad de transporte en 500.000 barriles diarios.
Además, el desarrollo de un puerto de aguas profundas en Río Negro contribuirá a reducir los costos de transporte y facilitará el acceso a mercados internacionales clave. El Régimen de Incentivos a la Inversión (RIGI) es otro factor determinante en la ecuación de Vaca Muerta.
El imán del RIGI
Según el análisis de PwC, este régimen permite atraer inversiones mediante beneficios fiscales diseñados específicamente para proyectos de infraestructura y expansión productiva. Juan Manuel Magadan, socio de PwC y especialista en temas fiscales, señala que el RIGI se convierte en un «imán» para proyectos de largo plazo, permitiendo a las empresas aplicar una tasa de impuesto a las ganancias reducida y la posibilidad de amortización acelerada en activos.
Este régimen excluye la actividad de exploración en la mayoría de los casos, salvo en casos de proyectos offshore para exportación de gas natural, lo cual amplía las posibilidades de atraer inversiones en nuevas áreas geográficas.
Magadan enfatiza que los proyectos vinculados con el transporte y almacenamiento de hidrocarburos, plantas de tratamiento, separación de líquidos de gas natural, oleoductos y gasoductos pueden acceder al RIGI, y su reglamentación incluye normas específicas para asegurar la transparencia y eficiencia en el uso de los recursos.
Además, se establecen mínimos de inversión significativos, que oscilan entre los 200 y 600 millones de dólares según el tipo de proyecto, lo cual asegura que las inversiones sean de una envergadura acorde con los objetivos de desarrollo del país.
La oportunidad de las áreas maduras
Mientras Vaca Muerta concentra el interés y capital de grandes empresas, esta situación abre nuevas oportunidades para que compañías más pequeñas y medianas se expandan en yacimientos maduros que, hasta ahora, recibían menos atención.
Ignacio Aquino, experto en adquisiciones de PwC, observa que esta concentración en Vaca Muerta podría generar un efecto positivo en el resto del sector: “El enfoque de las grandes compañías en Vaca Muerta crea espacio para que otras empresas desarrollen y optimicen áreas tradicionales, lo que fomenta la consolidación y crecimiento de nuevos actores en la cadena productiva”.
Para PwC, esta tendencia promueve una mayor diversificación, con la entrada de empresas que pueden aportar innovación y dinamismo en zonas de explotación ya consolidadas. Esta expansión no solo es benéfica para el sector en términos de empleo y producción, sino que también fortalece la posición de Argentina como productor de hidrocarburos en toda su cadena de valor.
El sueño del GNL
Uno de los grandes retos sigue siendo la infraestructura, que limitaría la capacidad de evacuación de Vaca Muerta si no se realizan inversiones estratégicas. Hernán Rodríguez Cancelo, socio de PwC y especialista en energías renovables, señaló que Argentina posee un altísimo potencial de crecimiento en hidrocarburos no convencionales, ya que es el cuarto país en recursos de petróleo no convencional y el segundo en gas a nivel mundial.
“El desarrollo de la capacidad exportadora de gas natural licuado (GNL) es esencial para maximizar las oportunidades de Vaca Muerta, especialmente a través de plantas de tratamiento y licuefacción que permitan aumentar el volumen exportable”, añadió Rodríguez Cancelo.
En este sentido, la ampliación del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (renombrado Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno) y los proyectos de duplicación y triplicación de Oldelval representan pasos importantes para superar los actuales cuellos de botella en la capacidad de transporte de gas y petróleo hacia los centros de consumo.
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15/11/2024
Por Vaca Muerta, YPF se convirtió en el principal exportador de petróleo de Argentina
A partir de la aceleración en el desarrollo de Vaca Muerta, la puesta en marcha de obras de infraestructura de transporte y la consolidación de las ventas a Chile, YPF se convirtió en la principal empresa exportadora de petróleo de Argentina.
Desde junio 2024, la compañía encabeza el ranking de envíos de crudo al exterior. Según los resultados presentados, las exportaciones de petróleo Medanito aumentaron en el tercer trimestre, promediando los 40.000 barriles día, lo que representa un crecimiento del 37% respecto al segundo trimestre y un 111% respecto al período anterior.
El volumen exportado por YPF representa un 15% de la producción total de la compañía y generó ingresos por 200 millones de dólares en el período.
Chile es el mayor importador de crudo de Vaca Muerta
El principal país de destino de exportación fue Chile, gracias a la puesta en marcha el Oleoducto Trasandino luego de 17 años de estar fuera de servicio. Las ventas a ese país se componen mayormente de crudo de Vaca Muerta, donde la compañía incrementó un 36% su producción interanual neta en el tercer trimestre.
En caso del petróleo de la Cuenca Austral, además de Chile, se suman Estados Unidos y Holanda como destinos, en este caso vía transporte marítimo.
La compañía realiza este año una de las campañas más importantes de pozos de su historia en la ventana de petróleo, con la intención de aumentar la producción de la Cuenca Neuquina. Este objetivo forma parte del plan 4×4, que busca posicionar a YPF como exportadora de crudo de la mano de proyectos estratégicos como los oleoductos Vaca Muerta Norte y Sur.
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14/11/2024
Phoenix inaugura la era de Vaca Muerta en Río Negro, con tres pozos en producción
Phoenix Global Resources recibió al gobernador Alberto Weretilneck en el yacimiento Confluencia Norte, luego de poner en producción el primer PAD de tres pozos no convencionales de Río Negro, en la formación Vaca Muerta.
La visita, guiada por el CEO de la compañía Pablo Bizzotto, tuvo como principal objetivo recorrer las instalaciones y mostrar los aprendizajes de esta primera experiencia.
El primer PAD implicó la perforación de un pozo piloto vertical para la adquisición de datos y posteriormente se perforaron 3 pozos horizontales con ramas laterales de 3.000 metros según el compromiso asumido, alcanzando una profundidad final de 6.300 metros cada uno.
Estos primeros sondeos fueron fracturados con técnicas avanzadas de estimulación de alta intensidad en base a la curva de aprendizaje y a los resultados de Vaca Muerta a nivel regional, con un total de 135 etapas.
Este primer PAD exploratorio, que entró en producción a mediados de octubre, confirma la presencia del reservorio Vaca Muerta en el extremo oeste de dicha área, con características petrofísicas y de espesor similares a los pozos ejecutados por Phoenix en Mata Mora Norte.
La productividad de los pozos de Phoenix
A la fecha, la producción asciende a 4.000 bbl/d de petróleo dentro del período de flowback y well testing. Como parte del compromiso exploratorio asumido para las áreas de Confluencia Norte y Sur, se procedió además a registrar y procesar 228km2 de sísmica 3D, actualmente en fase de interpretación. Este nuevo dato adquirido es fundamental para la definición de futuros pozos en la zona.
“Los resultados iniciales son favorables y vamos a seguir analizando los parámetros del subsuelo para verificar las características de Vaca Muerta en el área. Desde Phoenix estamos orgullosos de poder acompañar a la provincia en este hito que podría mejorar notablemente la producción de Río Negro y, personalmente como rionegrino, estoy muy entusiasmado de poder contribuir con mi provincia”, expresó Bizzotto.
El gobernador Alberto Weretilneck, y el CEO de Phoenix, Pablo Bizzotto.
Esta primera fase exploratoria forma parte de los compromisos asumidos con la provincia de Río Negro, junto con la exploración del bloque Confluencia Sur por una inversión que supera los 85 millones de dólares. La actividad de Confluencia Sur se encuentra dentro de los compromisos exploratorios de la compañía para 2025.
La empresa latinoamericana GeoPark Limited recientemente ha adquirido una participación del 50% en los bloques Confluencia Norte y Confluencia Sur.
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12/11/2024
Vaca Muerta Sur: YPF asegura que bancos aportarán USD 1.500 millones
El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que impulsa YPF en colaboración con un consorcio de productores de Vaca Muerta, para concretar la principal vía exportadora de petróleo del país a través de la provincia de Río Negro, ya cuenta con intención de financiamiento de unos 1.500 millones de dólares por parte de bancos internacionales, del total de 2.500 millones que demandará el nuevo oleoducto y terminal portuaria.
Según informaron altos directivos de la petrolera nacional en la call con inversores por los resultados del tercer trimestre del año realizada el viernes pasado, ya se han firmado cartas de intención con entidades bancarias internacionales, para financiar la ejecución de las fases del oleoducto. La inversión será aprobada por el directorio de la compañía el próximo jueves 14.
Horacio Marín, CEO y presidente de YPF, admitió que el cronograma original ha sufrido un pequeño retraso de aproximadamente «dos a tres semanas» debido a la complejidad operativa y legal del proyecto. Sin embargo, destacó que este leve retraso no impactará significativamente en el calendario de puesta en marcha de la primera fase, que sigue programada para el primer trimestre de 2025.
YPF ya comenzó a construir el tramo 1 del oleoducto Vaca Muerta Sur.
YPF ya ejecuta por su cuenta esa primera etapa de la obra, que consiste en el tendido de un oleoducto entre Añelo y Allen, donde conectará con el sistema de Oldelval. Los trabajos, que demandan una inversión de 200 millones de dólares, ya tienen un avance del 50%.
Pero el gran desafío del proyecto Vaca Muerta Sur es la segunda fase, que consiste en un oleoducto entre Allen y Punta Colorada y una terminal de almacenamiento y boyas offshore. Se espera que esté operativa para el tercer trimestre de 2026 con una capacidad inicial de 180.000 barriles por día.
Cómo serán los contratos
La empresa continúa trabajando de cerca con los contratistas y proveedores para adjudicar los contratos de construcción, cuyas licitaciones se cerrarán entre diciembre de 2024 y enero de 2025. A su vez, pedirá una rápida adhesión al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI)
YPF trabaja con otras productoras de Vaca Muerta en un plan de financiamiento de proyecto con un objetivo de estructura de 70% deuda y 30% capital.
Se espera que la adjudicación para las tuberías se realice bajo la modalidad de contratos EPC (Engeniering, Procurement, Construction) – figura muy utilizada para ejecutar proyectos en sectores como la minería, la energía, la industria petroquímica y las grandes obras civiles –, mediante el cual el contratista asume todos los riesgos vinculados con el desarrollo de la ingeniería, los suministros del proyecto y la construcción de las obras.
Mientras que la terminal de exportación se realizaría mediante la modalidad EPCM, a través de la cual el contratista no asume como obligación propia la de construir el proyecto, ni tampoco la de efectuar los suministros, sino que diseña la ingeniería, y en las tareas de suministro y construcción sólo se dedica al management.
Ya se firmaron contratos con diferentes productores por una capacidad de alrededor de 370.000 barriles por día. La petrolera que conduce Horacio Marín espera tener entre el 30% y el 40% de la participación en el transporte y el capital del proyecto.
La terminal petrolera más grande del país
El costo total estimado del proyecto asciende a 2.500 millones de dólares, que incluye no solo la construcción de los oleoductos, sino también la instalación de modernas infraestructuras de almacenamiento y terminales de exportación. Uno de los componentes clave de la segunda fase es la construcción de las mega bases de almacenamiento para la exportación, que incluirán VLCC (Very Large Crude Carriers), gigantescos buques cisterna de 2 millones de barriles cada uno, que facilitarán el acceso de Argentina a los lucrativos mercados asiáticos.
Federico Barroetaveña, CFO de YPF, destacó que el proyecto está avanzando con buen ritmo y que la estructura financiera de VEMOS ha sido bien recibida por los inversores internacionales, lo que asegura el flujo de recursos necesarios para culminar ambas fases del oleoducto.
El directivo indicó a los inversores que la idea es «alcanzar una capacidad de puesta en marcha de 180.000 barriles por día para el tercer trimestre de 2026 y aumentar la capacidad hasta 400.000 a 500.000 barriles por día para 2027. Este nuevo oleoducto también podrá alcanzar más de 700.000 barriles por día de capacidad de diseño si la cuenca lo requiere».

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11/11/2024
Cómo será la Sala Inteligente de YPF para revolucionar las operaciones en Vaca Muerta con IA y automatización
YPF, la principal empresa de energía de Argentina, puso en marcha la construcción de una Sala Inteligente, un centro de control de vanguardia que integra lo mejor de la inteligencia artificial, la automatización y el análisis de datos para optimizar la perforación y la terminación de pozos en Vaca Muerta . Este espacio no solo promete ser un modelo de eficiencia operativa, sino también un avance significativo en términos de seguridad y colaboración en tiempo real. Se espera que quede inaugurada en próximo 13 de diciembre, en el Día Nacional del Petróleo.
La Sala Inteligente de YPF, también denominada Real Time Intelligence Center, que estará destinada a centralizar las operaciones en los pozos petroleros será un centro de monitoreo y toma de decisiones, reunirá a los mejores profesionales de la industria en un único lugar, y optimizará la gestión de las operaciones en tiempo real. Así, la compañía busca hacer frente a los desafíos que implica el manejo de una de las formaciones petroleras más complejas y productivas del planeta.
Estará ubicada en el piso 27 de la moderna torre de YPF en Puerto Madero, Buenos Aires, lo que permite una centralización eficaz de las operaciones en un entorno de alta conectividad y tecnología. Desde allí, se coordinarán y monitorearán las actividades en campo, permitiendo la interacción constante entre los equipos en Buenos Aires y las unidades operativas en Vaca Muerta.
Referencia internacional: el caso de ExxonMobil
La Sala Inteligente de YPF no solo se inspira en las mejores prácticas de la industria, sino que también toma como referencia la experiencia exitosa de ExxonMobil. La gigante petrolera estadounidense implementó una sala de control similar para sus operaciones en la cuenca de Permian, en Texas, una de las mayores zonas de producción de petróleo no convencional del mundo.
Gracias a la tecnología avanzada y la optimización de procesos que permitió esta sala, ExxonMobil logró una fuerte reducción de los costos de los pozos no convencionales, un hito que marcó un antes y un después en la eficiencia de las operaciones en campos petroleros, señalaron desde la petrolera argentina.
Esta referencia no solo valida la efectividad de la tecnología utilizada, sino que también ha sido una fuente de inspiración para YPF, que busca replicar este modelo de éxito en el contexto argentino. Con este enfoque, aspira a obtener mejoras sustanciales en la reducción de costos y en la eficiencia de sus propios proyectos de perforación y terminación.
Las características de la Sala Inteligente
Centralización de la toma de decisiones: Todos los expertos y profesionales de la empresa se encuentran reunidos en este único espacio, lo que agiliza el proceso de toma de decisiones, evitando los retrasos y dificultades que surgen al depender de información dispersa o incompleta.
Tecnología de última generación: El centro utiliza software especializado en monitoreo de operaciones, interpretación de datos y modelado. La incorporación de inteligencia artificial potencia la capacidad de análisis, permitiendo a los profesionales identificar patrones que podrían pasarse por alto en un análisis manual.
Comunicación constante: Para garantizar la operatividad continua, la Sala Inteligente mantiene una comunicación 24/7 con el campo. La conexión a internet de alta velocidad, complementada con enlaces satelitales, asegura que no haya interrupciones en el flujo de información.
Sensorización avanzada: La empresa implementará un sistema de sensores distribuidos a lo largo de todo el proceso de perforación, desde los niveles de agua en los tanques hasta el torque de los generadores. Estos sensores permiten obtener información precisa sobre el estado de la operación en tiempo real.
Automatización de procesos: Muchos de los procesos operativos en la sala están automatizados para optimizar tiempos y reducir los riesgos de errores humanos. Esto no solo incrementa la eficiencia, sino que también contribuye a la reducción de los tiempos de inactividad, conocidos en la industria como NPT (Non-Productive Time).
Análisis predictivo y alarmas inteligentes: Gracias al análisis de datos en tiempo real, se pueden generar alarmas inteligentes que advierten sobre posibles problemas antes de que se materialicen. Estas alertas, a diferencia de las tradicionales, son más precisas y están basadas en datos reales, lo que minimiza el riesgo de falsas alarmas.

Beneficios para la operación en Vaca Muerta

La implementación de la Sala Inteligente promete una serie de ventajas clave que mejoran la eficiencia operativa y la seguridad de las operaciones en campo:

Reducción de tiempos de inactividad (NPT): Gracias a la toma de decisiones rápida y basada en datos, los tiempos muertos en la operación se minimizan, lo que se traduce en una mayor rentabilidad.

Mayor eficiencia operativa: La automatización y el análisis en tiempo real permiten una optimización constante de las operaciones, incrementando la producción y reduciendo los costos operativos.

Mejora en la seguridad: La centralización y monitoreo constante de las operaciones permite identificar y resolver posibles problemas antes de que afecten la seguridad de los trabajadores o los equipos.

Toma de decisiones más informada: El acceso a grandes volúmenes de datos y su análisis continuo proporciona a los expertos información precisa y actualizada para tomar decisiones estratégicas más efectivas.

Un espacio de trabajo colaborativo

La Sala Inteligente no es solo un centro de control, sino también un espacio de trabajo colaborativo donde ingenieros, programadores, especialistas y operativos pueden interactuar y compartir información de manera constante. Este ambiente fomenta la innovación y la creatividad, elementos esenciales para afrontar los retos de la industria energética.

Los profesionales tienen acceso directo a los datos en tiempo real, lo que les permite realizar un seguimiento detallado de las operaciones, resolver problemas de manera eficiente y colaborar entre sí para encontrar soluciones. El trabajo en equipo, junto con la capacidad de visualizar la información de manera clara y comprensible, favorece un entorno de trabajo dinámico y altamente productivo.

El uso de inteligencia artificial, automatización, análisis de datos y sensorización en tiempo real está cambiando la forma en que se gestionan las actividades de perforación y terminación, abriendo nuevas oportunidades para mejorar la rentabilidad y la sostenibilidad de las operaciones en un mercado global cada vez más competitivo.

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08/11/2024

YPF aumentó la exportación de petróleo 111%, tras un fuerte crecimiento en Vaca Muerta

En el tercer trimestre de 2024, YPF registró un fuerte aumento del 111% en las exportaciones de petróleo Medanito, un tipo de crudo proveniente de la cuenca neuquina. Las ventas al exterior alcanzaron un promedio de 39 mil barriles por día, y representaron el 15% de la producción total de crudo de la compañía.

El incremento de las exportaciones está íntimamente relacionado a que la producción de shale oil de la petrolera estatal continuó su sólida expansión, con un aumento del 36% respecto al tercer trimestre de 2023, promediando los 126 mil barriles diarios, lo que representa un 49% de la producción total de petróleo de la firma.

En el tercer trimestre, YPF invirtió 1.353 millones de dólares, de los cuales más del 70% fueron destinados al segmento upstream, especialmente para actividades de perforación y workover en campos no convencionales. Esta estrategia está alineada con el objetivo de incrementar la producción de petróleo shale, cuyo crecimiento se consolidó con la perforación de 50 nuevos pozos, la finalización de 67 perforaciones y la conexión de 68 pozos en sus bloques operados no convencionales.

La situación financiera de YPF

El sólido desempeño de la compañía también se reflejó en los resultados financieros. YPF reportó un EBITDA ajustado de 1.366 millones de dólares, lo que representó un aumento del 47% en comparación con el mismo trimestre de 2023. Este crecimiento fue impulsado principalmente por el aumento de la producción de petróleo de Vaca Muerta, las mayores ventas estacionales de gas y el alza en el precio local de los combustibles.

A pesar de estos logros, los costos operativos aumentaron en términos reales y la producción convencional sufrió una caída, especialmente debido a las condiciones climáticas adversas que afectaron a la región de la Patagonia en julio.

Proyectos estratégicos y avances en infraestructura c

YPF también sigue avanzando con varios proyectos estratégicos que apuntalan su crecimiento futuro. En el Proyecto Andes, la compañía firmó 9 acuerdos de compraventa por 25 áreas convencionales maduras, incluyendo 7 nuevas áreas en Tierra del Fuego.

Además, el proyecto Vaca Muerta Sur, que contempla la construcción de un oleoducto clave para las exportaciones, alcanzó un avance del 50% en su primer tramo entre Añelo y Allen, con una inversión de 200 millones de dólares. Este oleoducto, que conectará el hub core del shale con Allen, está proyectado para continuar su expansión hacia Punta Colorada, con una inversión adicional de 2.500 millones de dólares.

YPF ya comenzó a construir el tramo 1 del oleoducto Vaca Muerta Sur.

En el ámbito exploratorio, YPF avanzó con la exploración offshore en la Cuenca Argentina Norte, con el inicio del procesamiento de datos sísmicos 3D obtenidos en el área CAN-102, con resultados previstos para principios de 2025.

Asimismo, en la provincia de Mendoza, YPF amplió las fronteras de su Core-Hub en Vaca Muerta, conectando dos pozos a sus instalaciones de producción tras completar la fase de ensayo.

Gestión de deuda y un perfil financiero

En términos de deuda, YPF cerró el tercer trimestre con una deuda neta consolidada de 7.506 millones de dólares, cifra similar a la registrada al cierre del segundo trimestre. La compañía logró reducir su ratio de apalancamiento neto de 1.7x a 1.5x, gracias al crecimiento de su EBITDA. Además, YPF continuó diversificando sus fuentes de financiamiento, emitiendo bonos internacionales y en el mercado local por un total de 725 millones de dólares, con tasas de rendimiento competitivas y plazos extendidos.

08/11/2024

Vaca Muerta: Pampa invertirá USD 1.500 millones para producir 50 mil barriles

Pampa Energía presentó hoy ante inversores sus resultados correspondientes al tercer trimestre de 2024, entre los que se destaca una fuerte expansión en su producción de gas, un sólido desempeño en generación eléctrica y una inversión significativa en el desarrollo de sus reservas de shale oil en Vaca Muerta.

El principal anuncio de la compañía fue el plan de inversión de 1.500 millones de dólares entre 2025 y 2027, destinado a fortalecer sus operaciones en el yacimiento de petróleo no convencional Rincón de Aranda, en la formación Vaca Muerta.

Según detalló el CEO de Pampa Energía, Gustavo Mariani, la empresa tiene previsto destinar 700 millones de dólares en 2025 para el desarrollo de este yacimiento, con la meta de multiplicar por diez su producción de petróleo, para alcanzar los 50.000 barriles por día para 2027.

Este proyecto forma parte de la estrategia de la compañía para consolidarse como un actor clave en el mercado de shale oil de Argentina, una de las formaciones no convencionales más prometedoras a nivel mundial.

Nuevo pico de producción de gas

Pampa Energía también reportó un importante crecimiento en su producción de gas durante el tercer trimestre del año. La compañía alcanzó un promedio de 14 millones de metros cúbicos por día (m³/día), lo que representa un incremento del 8% en comparación con el mismo período de 2023. Este aumento fue impulsado por el desempeño de los yacimientos El Mangrullo y Sierra Chata, los cuales continúan siendo los pilares de la producción gasífera de la firma.

“El incremento en la producción de gas demuestra nuestro compromiso con el desarrollo sustentable de los recursos energéticos de Argentina, y es un reflejo del éxito de nuestras inversiones en infraestructura y tecnología”, expresó Mariani.

El segmento eléctrico de Pampa también se destacó, con un aumento del 19% en la generación de energía en comparación con el tercer trimestre de 2023. Este resultado es aún más significativo considerando que la generación eléctrica nacional experimentó una disminución del 3% durante el mismo período. Este crecimiento en la generación de electricidad refleja la capacidad de Pampa Energía para mantenerse como un actor competitivo, incluso en un contexto de menores demandas generales en el sistema eléctrico.

Mejora el perfil del deuda de Pampa

En cuanto a su situación financiera, Pampa Energía informó una mejora sustancial en su estructura de deuda. La compañía alcanzó una deuda neta de 539 millones de dólares, el nivel más bajo en los últimos ocho años, lo que le permite operar con un ratio de deuda neta de 0,8x, un indicador clave que refleja la solidez financiera de la firma.

A medida que Pampa Energía avanza en sus proyectos de shale oil en Vaca Muerta y fortalece su presencia en el mercado de gas y electricidad, la compañía se posiciona como uno de los actores clave en el sector energético argentino. Con una estrategia enfocada en la inversión en infraestructura, la optimización de sus recursos y la expansión de sus operaciones no convencionales, Pampa continúa demostrando su capacidad para adaptarse a los desafíos del mercado y mantener una trayectoria de crecimiento sostenible.

Los planes de inversión en Rincón de Aranda son un claro reflejo del potencial que ofrece Vaca Muerta, que sigue siendo uno de los desarrollos más importantes en el ámbito energético de América Latina. La compañía se muestra optimista respecto a los resultados futuros y confía en que sus esfuerzos contribuirán al crecimiento económico y energético de Argentina en los próximos años.

07/11/2024

Tecpetrol larga su primer desarrollo masivo de petróleo en Vaca Muerta

Tecpetrol, la principal productora de gas de Vaca Muerta, apostará desde el año próximo sus fichas al desarrollo de sus activos de petróleo no convencional, ante el escenario de crecimiento de las exportaciones de crudo y un mercado gasífero local con un margen acotado de crecimiento.

Ricardo Markous, CEO de la petrolera del Grupo Techint, adelantó que el directorio de la compañía está a punto de aprobar el pase a desarrollo masivo de su mayor proyecto de shale oil en Neuquén. Se trata del área Los Toldos II Este, que promete ser el “Fortín de Piedra petrolero”, en referencia a su área insignia, que convirtió a Tecpetrol en la principal productora de gas no convencional.

La compañía prevé un plan de expansión progresiva en la ventana de crudo de Vaca Muerta. Los Toldos Este II tendrá dos módulos de tratamiento. El primero estaría operativo en octubre de 20206, con una capacidad de 35 mil barriles diarios, mientras que el segundo se incorporará dentro de los siguientes seis a ocho meses de finalizada la primera etapa, para alcanzar un total de 70 mil barriles diarios.

El área ya tiene 4 pozos exploratorios en cuatro horizontes de navegación en la formación Vaca Muerta, y cuenta con un ducto que lleva la producción hasta El Tapial, yacimiento operado por Chevron.

Tecpetrol es la mayor productora de gas de Vaca Muerta.

“Esos pozos tienen muy buena productividad, así que estamos muy entusiasmados en lanzar lo que sería nuestro próximo Fortín de Piedra”, dijo el CEO de la compañía .

Markous explicó que la ejecución del proyecto demandará “dos equipos de perforación de forma permanente, con un período en el que incluso podríamos requerir tres equipos adicionales. Además, un set de fractura permanente será esencial para la etapa de producción», detalló el CEO.

Tecpetrol y la zanahoria de los 100 mil barriles

Tecpetrol espera alcanzar una producción de más de 100 mil barriles diarios en Neuquén, el 70% proveniente de Los Toldos II Este, y el resto de sus otros bloques como Puesto Parada (donde puede llegar hasta los 20 mil barriles diarios), Los toldos I Norte, donde ya tiene 4 pozos de avanzada completados con muy buenos resultados en los ensayos. Hoy la compañía produce unos 17 mil barriles diarios, y espera cerrar 2024 con unos 23 mil barriles.

Para poder evacuar todo el volumen proyectado, la petrolera cuenta con capacidad contratada en el sistema de Oldelvala Puerto Rosales, con la obra Duplicar, y espera que se concrete el proyecto Duplicar X, que sumaría unos 24 mil m3 extras de volumen de transporte.

Markous indicó que si bien aún están en evaluación, la compañía no se decidió a participar en el proyecto Vaca Muerta Sur de YPF para construir un nuevo oleoducto entre Añelo y la costa de Río Negro.

“No descarto que entremos, pero por ahora estamos con Duplicar x”, dijo. Ese proyecto de Oldelval aún está en veremos, a la espera de la suerte de la megainversión que impulsa YPF para construir un nuevo polo exportador de crudo en Sierra Grande.

La definición de la venta de las áreas de ExxonMobil en favor de Pluspetrol, hace que Tecpetrol ya no tenga incentivo en participar en el Vaca Muerta Sur.

Para financiar el crecimiento del desarrollo de las áreas petroleras de Vaca Muerta, la compañía recurrirá en 2025 a los mercados internacionales. La estrategia de financiamiento también incluye el uso de fondos de la compañía provenientes de las operaciones locales. De acuerdo con Markous, “seguramente sacaremos un bono a principios del año próximo para financiar estas dos etapas y continuar con la expansión”.

07/11/2024

YPF perforó la rama lateral más larga en Vaca Muerta

YPF anunció un nuevo hito en el desarrollo de Vaca Muerta, al perforar la rama lateral más larga de la historia del shale neuquino. El pozo LLL-1861(h), ubicado en Loma Campana, alcanzó una longitud de 4.948 metros en su rama lateral, con un total de 8.264 metros. Esta operación fue completada en tan solo 27 días, consolidando a la empresa como un referente en términos de eficiencia y tecnología aplicada en la región.

Este logro, que marca un nuevo estándar para la perforación en la cuenca neuquina, fue posible gracias a la utilización de tecnología de punta y al trabajo coordinado del equipo de perforación de YPF. A través de un sistema de monitoreo en tiempo real (Real Time), los técnicos pudieron modificar y ajustar el diseño del pozo mientras avanzaban con las tareas en el terreno, lo que permitió optimizar el proceso y superar desafíos imprevistos.

Innovación y eficiencia: claves del éxito

Este récord no solo demuestra la capacidad técnica de YPF, sino también su compromiso con la mejora continua en sus operaciones. En los últimos años, la compañía ha logrado perforar ramas laterales de más de 4.000 metros, reduciendo significativamente los tiempos no productivos y los costos asociados. Estas mejoras han sido posibles gracias a la incorporación de nuevas tecnologías, equipos de última generación y el continuo perfeccionamiento de los conocimientos adquiridos en el campo.

El éxito del pozo LLL-1861(h) se enmarca en el plan de YPF para llevar a cabo una de las campañas de perforación más importantes de su historia, con el objetivo de maximizar la producción en la ventana de petróleo de Vaca Muerta durante este año. La compañía planea continuar con su estrategia de optimización de procesos y mejora en las prácticas operativas para seguir consolidando su presencia en la región y contribuir al crecimiento de la producción nacional.

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06/11/2024

Cómo YPF implementa el modelo Toyota para optimizar la producción en Vaca Muerta

En un ambicioso esfuerzo por transformar la construcción de pozos en Vaca Muerta, más de 70 profesionales trabajan en el proyecto “Toyota Well”, una alianza entre YPF y la empresa automotriz que promete llevar a la industria petrolera a una nueva dimensión fabril.

La compañía nacional busca adoptar el modelo de gestión industrial que aplica la filosofía TPS (Toyota Production System) en todas las etapas del proceso de los pozos no convencionales. De la 4×4 más exitosa de la historia, Hilux, al Plan 4×4 que impulsa el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín.

Con la intención de optimizar la eficiencia, eliminar tiempos muertos y fomentar la mejora continua, Toyota Well es la gran apuesta para revolucionar el modo de trabajar de las contratistas involucradas, desde la construcción de la locación hasta la puesta en producción de petróleo y gas.

El objetivo es reducir entre un 15 y un 30 por ciento la línea de tiempo de los pozos en Vaca Muerta en 2025.

Un trabajo con las contratistas

Uno de los aspectos clave del proyecto es la integración de todas las partes. Esto incluye a Toyota, las contratistas y el equipo de profesionales de YPF, quienes colaboran para establecer estándares de calidad basados en el “P40”, que representa el percentil 40 de los datos de rendimiento. Este enfoque permite detectar anormalidades y establecer procesos eficientes desde la raíz.

Micaela Cecchini, gerente de Agilidad, Innovación y Mejora Continua de YPF, presentó el proyecto Toyota Well durante a la AOG Patagonia, con la presencia Marín entre la audiencia.

“No es solo un proyecto que dependa del upstream, sino que es cross compañía”, dijo Cecchini. El trabajo en equipo busca sembrar el compromiso de todos los sectores, para generar un cambio cultural dentro de YPF y sus proveedores y prestadores de servicios.

Las claves del modelo Toyota

La mejora continua es el núcleo de Toyota Well. Este principio, que busca optimizar constantemente los procesos y eliminar ineficiencias, se implementa a través de varias estrategias:

Identificación de anormalidades: se lleva a cabo un análisis exhaustivo para detectar problemas y áreas de oportunidad.

Estandarización: se establecen estándares para cada etapa del proceso, utilizando criterios como el P40.

Trabajo en equipo: Equipos multidisciplinarios trabajan en conjunto para proponer soluciones y aplicar mejoras.

Gestión de anormalidades: se implementan mecanismos para abordar ineficiencias de manera proactiva.

Eliminación de desperdicios: Se busca reducir los tiempos de espera y maximizar la producción.

Cultura de aprendizaje: se fomenta una mentalidad de evaluación y ajuste constante.

Como parte de su estrategia, el proyecto Toyota Well de YPF trabaja en dos líneas prototipo que servirán como bancos de pruebas para validar la eficacia del modelo antes de su escalado a toda la industria. Estas líneas permiten evaluar la viabilidad del modelo en un entorno controlado, gestionando las anormalidades desde una fase temprana.

Ya se aplica con compañías de servicios como SLB, Contreras, Halliburton, Baker Hughes, Halliburton, DLS y Nabors.

Al finalizar el 2024, se compararán los resultados para determinar la eficacia de ambas líneas de trabajo, lo que permitirá decidir los próximos pasos para la masificación del modelo.

Reducir los costos, el gran objetivo

La implementación de Toyota Well promete reducir los costos mediante la optimización de procesos, lo cual que se traduce en menores costos de producción. También busca generar un incremento en la eficiencia de la construcción de pozos, y que el modelo sea sustentable, de manera de que se pueda sostener y evolucionar con el correr del tiempo.

El proyecto se desarrolla en seis frentes de trabajo, en la cual se divide la línea de construcción de un pozo en Vaca Muerta: armado de locaciones, perforación, terminación, pre-frac, post-frac y puesta en producción. Cada uno de estos frentes cuenta con equipos que trabajan en paralelo bajo un plan de trabajo que se respeta rigurosamente.

Otra de las claves el criterio de “máquina crítica”, mediante el cual se busca maximizar el tiempo de operación de la maquinaria, como las plataformas de perforación y sets de fractura, lo que implica un enfoque en la eficiencia y la prevención de paradas innecesarias.

A su vez, todos los procesos son monitoreados con tableros de control y sistemas de alertas para controlar los indicadores clave y detectar desviaciones en tiempo real.

Un cambio cultural

Cecchini resaltó la importancia de “crear un modelo de mejora continua que sea sustentable y que las empresas y las personas lo tomen como propio”. El enfoque en la toma de decisiones a corto plazo, junto con la visibilidad de indicadores en tiempo real, son elementos críticos para el éxito de la iniciativa.

“Aplicamos un criterio que es muy importante para la filosofía de Toyota, que es estar en el lugar donde suceden las cosas con las personas que ejecutan las tareas”, indicó la responsable de YPF.

“El proyecto Toyota well es un proyecto fascinante y ambicioso porque justamente está transformando el mindset de YPF, primero, y de las contratistas después”, agregó.

“Finalizado el 2024 vamos a comparar las dos líneas prototipos. Fijamos estos estándares, los compartimos con las contratistas, consideramos que son alcanzables y empezamos a gestionar las anormalidades con ellos”, señaló la gerente de gerente de Agilidad, Innovación y Mejora Continua.

En futuro YPF aplicará este modelo en los contratos con las prestadoras de servicios, de modo de generar a alianzas estratégicas con proyectos a plazo, por ejemplo 5 años, con objetivos de productividad en base a la cual se repartan las ganancias.

04/11/2024

Categoría: Patagonia Shale

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