Etiqueta: Vista Energy

  • Vista Energy dispara su producción en Vaca Muerta

    Vista Energy dispara su producción en Vaca Muerta

    Vista Energy presentó este jueves los resultados del segundo trimestre del año, en los que reportó una producción total de 118.000 boe/d, un 81% más que en el mismo período del 2024, y una producción de petróleo de 102.000 bbl/d, un crecimiento interanual del 79%. Este incremento se da tras la consolidación de la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica, la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de petróleo.

    ,

    La actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante el período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50% en La Amarga Chica. En particular, las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 boe/d en abril a 43.000 boe/den junio.

    ,

    El plan de Vista

    El EBITDA ajustado del período fue de 404.5 millones de dólares, un 40% superior al mismo período de 2024 y un 47% más que en el primer trimestre de 2025. El margen de EBITDA ajustado fue del 66%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, gracias a la eficiencia relacionada a costos de comercialización.

    En el trimestre, Vista exportó el 61% de los volúmenes de venta de crudo.

    Los ingresos totales alcanzaron los 610.5 millones de dólares, un 54% por encima del mismo período de 2024. Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de 593 millones de dólares, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a 345 millones de dólares, lo que representa el 58% del total de ingresos netos.

    La ganancia neta fue de 235.3 millones de dólares, lo que representa un incremento del 184% respecto al trimestre anterior y un aumento del 68% en comparación con el mismo período del año anterior.

    El lifting cost fue de 4.7 USD/boe, un 4% superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, lo que refleja el enfoque de la compañía en la eficiencia.

    La inversión durante el segundo trimestre de 2025 fue de 356.1 millones de dólares.

    La apuesta por La Amarga Chica

    Tal como informó +e, el CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio calificó la operación como “transformadora” y aseguró que representa una mejora sustancial para el perfil financiero de la empresa. El acuerdo con Petronas implicó un desembolso combinado en efectivo, acciones y pago diferido.

    Vista pagó 900 millones de dólares en efectivo, sumó un pago diferido de 300 millones sin intereses, y entregó 7,3 millones de acciones de la compañía. El valor presente neto total de la operación asciende a aproximadamente 1.300 millones de dólares. Según Galuccio, “es una transacción altamente rentable, con múltiplos acumulativos para nuestros accionistas”.

    La Amarga Chica se encuentra en una zona estratégica, junto a Bajada del Palo Este, uno de los bloques más exitosos de Vista. Con esta operación, se incorporan 46.000 acres productivos, un inventario estimado de 200 nuevos pozos por perforar y una sólida plataforma de infraestructura y reservas.

  • Vista Energy aumentó su producción total un 81% tras consolidar la adquisición del 50% de La Amarga Chica

    Vista Energy aumentó su producción total un 81% tras consolidar la adquisición del 50% de La Amarga Chica

    Vista Energy presentó hoy los resultados del segundo trimestre del año, en los que reportó una producción total de 118.000 boe/d, un 81% más que en el mismo período de 2024, y una producción de petróleo de 102.000 bbl/d, un crecimiento interanual del 79%.

    Este incremento se da tras la consolidación de la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica, la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de petróleo.

    La actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante el período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50% en La Amarga Chica. En particular, las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 boe/d en abril a 43.000 boe/d en junio.

    El EBITDA (ganacias antes de intereses) ajustado del período fue de 404,5 millones de dólares, un 40% superior al mismo período de 2024 y un 47% más que en el primer trimestre de 2025. El margen de EBITDA ajustado fue del 66%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, gracias a la eficiencia relacionada a costos de comercialización.

    En el trimestre, Vista exportó el 61% de los volúmenes de venta de crudo.

    Los ingresos totales alcanzaron los 610,5 millones de dólares, un 54% por encima del mismo período de 2024. Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de 593 millones de dólares, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a 345 millones de dólares, lo que representa el 58% del total de ingresos netos.

    La ganancia neta fue de 235,3 millones de dólares, lo que representa un incremento del 184% respecto al trimestre anterior y un aumento del 68% en comparación con el mismo período del año anterior.

    El lifting cost fue de 4,7 USD/boe, un 4% superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, lo que refleja el enfoque de la compañía en la eficiencia operativa.

    La inversión durante el segundo trimestre de 2025 fue de 356,1 millones de dólares.

     

    , , , , , , , , , , , ,

  • Vista Energy dispara su producción en Vaca Muerta

    Vista Energy dispara su producción en Vaca Muerta

    Vista Energy presentó este jueves los resultados del segundo trimestre del año, en los que reportó una producción total de 118.000 boe/d, un 81% más que en el mismo período del 2024, y una producción de petróleo de 102.000 bbl/d, un crecimiento interanual del 79%. Este incremento se da tras la consolidación de la adquisición del 50% del bloque La Amarga Chica, la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de petróleo.

    ,

    La actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante el período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50% en La Amarga Chica. En particular, las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 boe/d en abril a 43.000 boe/den junio.

    ,

    El plan de Vista

    El EBITDA ajustado del período fue de 404.5 millones de dólares, un 40% superior al mismo período de 2024 y un 47% más que en el primer trimestre de 2025. El margen de EBITDA ajustado fue del 66%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, gracias a la eficiencia relacionada a costos de comercialización.

    En el trimestre, Vista exportó el 61% de los volúmenes de venta de crudo.

    Los ingresos totales alcanzaron los 610.5 millones de dólares, un 54% por encima del mismo período de 2024. Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de 593 millones de dólares, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a 345 millones de dólares, lo que representa el 58% del total de ingresos netos.

    La ganancia neta fue de 235.3 millones de dólares, lo que representa un incremento del 184% respecto al trimestre anterior y un aumento del 68% en comparación con el mismo período del año anterior.

    El lifting cost fue de 4.7 USD/boe, un 4% superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, lo que refleja el enfoque de la compañía en la eficiencia.

    La inversión durante el segundo trimestre de 2025 fue de 356.1 millones de dólares.

    La apuesta por La Amarga Chica

    Tal como informó +e, el CEO de Vista Energy, Miguel Galuccio calificó la operación como “transformadora” y aseguró que representa una mejora sustancial para el perfil financiero de la empresa. El acuerdo con Petronas implicó un desembolso combinado en efectivo, acciones y pago diferido.

    Vista pagó 900 millones de dólares en efectivo, sumó un pago diferido de 300 millones sin intereses, y entregó 7,3 millones de acciones de la compañía. El valor presente neto total de la operación asciende a aproximadamente 1.300 millones de dólares. Según Galuccio, “es una transacción altamente rentable, con múltiplos acumulativos para nuestros accionistas”.

    La Amarga Chica se encuentra en una zona estratégica, junto a Bajada del Palo Este, uno de los bloques más exitosos de Vista. Con esta operación, se incorporan 46.000 acres productivos, un inventario estimado de 200 nuevos pozos por perforar y una sólida plataforma de infraestructura y reservas.

  • Vista le sacó el jugo a la compra del área de Petronas y disparó un 81% su producción en Vaca Muerta

    Vista le sacó el jugo a la compra del área de Petronas y disparó un 81% su producción en Vaca Muerta

    La petrolera liderada por Miguel Galuccio, Vista Energy, presentó esta tarde en la Bolsa de Comercio de Estados Unidos, donde cotiza, un auspicioso balance del segundo trimestre en el que la compra del bloque La Amarga Chica a Petronas fue clave para dar un salto del 81% en su producción.

    La firma detalló que tuvo una producción total de 118.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), un 81% más que en el mismo período del 2024, y una producción de petróleo de 102.000 barriles de petróleo diario, lo cual marcó un crecimiento interanual del 79%.

    Este incremento refleja el impacto de la adquisición dada a mediados de abril del 50% del bloque La Amarga Chica que tenía la firma de Malasia, ya que se trata de la segunda mayor área de Vaca Muerta medida por producción de petróleo.

    Además, la actividad de nuevos pozos se aceleró contra el trimestre anterior, con 24 pozos conectados durante este período: 8 en Bajada del Palo Oeste, 4 en Bajada del Palo Este y 12 correspondientes a la participación del 50% en La Amarga Chica.

    La operadora marcó que las nuevas conexiones en La Amarga Chica impulsaron una suba en la producción del bloque, que pasó de 35.000 barriles equivalentes en abril a 43.000 en junio.

    El EBITDA ajustado -los ingresos antes de impuestos- del período fue de 404,5 millones de dólares, un 40% más alto al registrado en el mismo período de 2024 y un 47% más que en el primer trimestre de este año. El margen de EBITDA ajustado fue del 66%, lo que representa un aumento de 4 puntos porcentuales respecto al primer trimestre, que Vista atribuyó a la eficiencia relacionada con los costos de comercialización.

    La compañía es la segunda productora de petróleo de Vaca Muerta y en el trimestre exportó el 61% de su producción. De esta forma, los ingresos totales alcanzaron los 610,5 millones de dólares en el trimestre, un 54% por encima del mismo período de 2024.

    El dato

    356,1
    millones de dólares invirtió la firma durante el segundo semestre.

    Los ingresos netos de derechos de exportación durante el trimestre fueron de 593 millones de dólares, mientras que los ingresos netos por exportaciones de petróleo y gas ascendieron a 345 millones de dólares, lo que representa el 58% del total de ingresos netos.

    La ganancia neta fue de 235,3 millones de dólares, lo que representa un incremento del 184% respecto al trimestre anterior y un aumento del 68% en comparación con el mismo período del año anterior.

    El lifting cost -el costo de llevar un barril hasta la superficie- fue de 4,7 dólares por barril equivalente, un 4% superior al del segundo trimestre de 2024 y sin variaciones frente al trimestre anterior, mientras que las inversiones llegaron a los 356,1 millones de dólares.


  • Carlos Ormachea fue reelecto para presidir la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos

    Carlos Ormachea fue reelecto para presidir la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos

    La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPh) renovó sus autoridades para el próximo bienio, con la reelección de Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol, al frente de la presidencia por un segundo mandato consecutivo.

    Ormachea estará acompañado en la vicepresidencia primera por un representante de Pan American Energy Argentina, y en la vicepresidencia segunda por YPF S.A.

    El resto del cuerpo directivo quedó conformado con los siguientes cargos: la secretaría general será ejercida por Vista Energy Argentina SAU; la prosecretaría, por Total Austral SA; la tesorería, por Pampa Energía SA; y la protesorería, por Compañía General de Combustibles SA. Además, las vocalías titulares fueron asignadas a Chevron Argentina SRL, Pluspetrol SA, Shell Argentina SA, Compañías Asociadas Petroleras SA, Fénix (El Trébol), Wintershall Dea Argentina S.A. (actual Harbour Energy), Equinor Argentina S.A. y Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A. La revisoría de cuentas estará a cargo de PECOM Energía S.A.

    Las nuevas autoridades asumen su rol en un contexto desafiante, con Argentina posicionándose como un actor energético de peso a nivel mundial.

    Desde la CEPH reafirmaron su compromiso para seguir enriqueciendo los debates sobre políticas públicas vinculadas a la exploración y producción, buscando consenso con gobiernos provinciales, trabajadores y comunidades locales.

    En este sentido, el organismo apunta a impulsar un crecimiento sostenible del sector, velando por la sustentabilidad ambiental y social, y desarrollando proyectos con visión de largo plazo que puedan resistir fluctuaciones económicas. El sector hidrocarburífero se destaca como uno de los principales generadores de empleo formal y valor agregado en la economía nacional.

    “Las nuevas autoridades están comprometidas a fortalecer la Cámara como un espacio clave de diálogo técnico e institucional, que fomente la inversión, la innovación y el desarrollo energético, en línea con los desafíos globales de la transición energética y la seguridad del suministro”, expresaron desde la CEPH.

    Con la renovación del liderazgo, la Cámara apuesta a consolidar su rol estratégico en la construcción de la gran apuesta energética del país, aportando experiencia y visión en un momento crucial para la industria.

    , , , , , , , , , , , ,

  • Las petroleras cierran un histórico acuerdo para avanzar con Vaca Muerta Oleoducto Sur

    Las petroleras cierran un histórico acuerdo para avanzar con Vaca Muerta Oleoducto Sur

    Las petroleras más importantes del país firmaron un crédito por 2.000 millones de dólares para avanzar con el desarrollo del Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), una obra estratégica que unirá la cuenca neuquina con la costa atlántica de Río Negro. Esto consolida a Vaca Muerta como uno de los pilares del plan exportador argentino.

    El proyecto, enmarcado dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), también contempla la construcción de un puerto de aguas profundas en Punta Colorada, una infraestructura que actualmente no existe en el país. De esta manera, Vaca Muerta no solo se reafirma como un motor de producción de petróleo, sino también como puerta de salida al mundo.

    La obra estará en manos de un consorcio integrado por YPF, Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron Argentina, Pluspetrol, Shell Argentina y Tecpetrol. Mas allá del monto récord del financiamiento, también sirve como mensaje de confianza tras la reciente controversia judicial en Estados Unidos vinculada a YPF.

    El crédito es el mayor otorgado por bancos internacionales al sector privado argentino desde la salida de la convertibilidad. Participaron JP Morgan, Santander, Citi, Itaú y Deutsche Bank, con una tasa apenas superior al 10% anual. La cifra final incluso supera las estimaciones originales, que rondaban los 1.700 millones de dólares, lo que refuerza la buena recepción de los mercados ante este tipo de proyectos de largo plazo.

    El oleoducto tendrá 570 kilómetros de extensión y una capacidad de transporte superior a los 700.000 barriles diarios de crudo. Se construirá en tres etapas: la primera, en 2026, permitirá evacuar 180.000 barriles por día; en 2027, se ampliará a 550.000, y entre 2028 y 2029 se llegará a un máximo de hasta 750.000 barriles diarios. En total, la inversión prevista alcanzará los 3.000 millones de dólares.

    Este avance no solo beneficia a las empresas involucradas, sino que también representa una oportunidad concreta para que el país incremente sus exportaciones, genere divisas y afiance su presencia en el mercado energético global. Con estas obras en marcha, Vaca Muerta se convierte en protagonista del desarrollo económico argentino.

  • Carlos Ormaechea, chairman de Tecpetrol, sigue como presidente de la CEPH

    Carlos Ormaechea, chairman de Tecpetrol, sigue como presidente de la CEPH

    Carlos Ormachea, chairman de Tecpetrol, fue reelecto para presidir la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) por un segundo período de dos años. Estará acompañado por un representante de Pan American Energy Argentina (PAE), en la vicepresidencia primera, e YPF, en la segunda.

    ,

    El cuerpo de autoridades se completa de la siguiente forma: secretaría general: Vista Energy Argentina SAU; prosecretaría: Total Austral SA; tesorería: Pampa Energía SA; protesorería: Compañía General de Combustibles SA; vocalía titular 1: Chevron Argentina SRL; vocalía titular 2: Pluspetrol SA; vocalía titular 3: Shell Argentina SA; vocalía titular 4: Compañías Asociadas Petroleras SA; vocalía titular 5: Fénix (El Trebol); vocalía titular 6: Wintershall Dea Argentina S.A. (hoy Harbour Energy); vocalía titular 7: Equinor Argentina S.A; vocalía titular 8: Petroquímica Comodoro Rivadavia S.A.; revisoría de cuentas: PECOM Energía S.A.

    ,

    Las nuevas autoridades asumieron la responsabilidad de representar a la industria ante otros actores sociales en un momento particularmente desafiante, en el que Argentina se encamina a ser una protagónica proveedora de energía del mundo.

    El rol de la CEPH

    La CEPH indicó a través de un comunicado que seguirá “trabajando para enriquecer los debates sobre las políticas públicas que involucran a la actividad y para construir consenso con los gobernantes de todas las jurisdicciones, trabajadores y habitantes de las comunidades involucradas en su quehacer”.

    “El reto es contribuir al crecimiento de la actividad, cuidando la sustentabilidad ambiental y social y diseñando proyectos de largo plazo que tengan la fortaleza de sobrevivir a cualquier avatar económico”, relató la Cámara.

    El sector es uno de los principales generadores de empleo formal y valor agregado y su voz aspira a ser un aporte clave para concretar la gran apuesta energética del país.

    Fortín de Piedra shale Vaca Muerta no convencional perforadores.jpg

    Tecpetrol alcanzó los 1000 km perforados en forma acumulada en Fortín de Piedra desde su puesta en marcha en 2017.

    Las nuevas autoridades asumen el compromiso de continuar fortaleciendo el rol de la Cámara como espacio de diálogo técnico e institucional, a fin de fomentar la inversión, la innovación y el desarrollo energético, en línea con los desafíos globales de transición y seguridad energética, aseguró la CEPH en su comunicado.

    Ormarchea, un histórico del Grupo Techint

    Carlos Ormaechea es un histórico de Tecpetrol, donde se desempeñó como CEO durante 17 años, hasta 2021. Lleva más de 40 años en el Grupo Techint, y hoy ocupa el puesto de Chairman de la petrolera.

    Durante su gestión, la empresa logró una estratégica transformación, destacándose en los últimos años el desarrollo del yacimiento gasífero de Fortín de Piedra en la cuenca de Vaca Muerta. En un tiempo récord de 18 meses y con una inversión de más de 2.100 millones dólares, ese yacimiento de gas no convencional logró pasar de cero a una producción 17,5 millones de metros cúbicos diarios de gas aportando el 13% de la producción argentina de gas.

    Esto fue resultado de la consolidación de un equipo de trabajo con capacidades financieras, comerciales, operativas y de producción que logró, con su conocimiento, concretar un proyecto de largo plazo que generó desarrollo de la cadena de valor energética, empleo local y valor para los consumidores de gas y para la compañía.

  • VMOS firmó un préstamo por USD 2.000 millones para financiar el mega proyecto Vaca Muerta Sur

    VMOS firmó un préstamo por USD 2.000 millones para financiar el mega proyecto Vaca Muerta Sur

    El consorcio VMOS S.A. concretó la firma de un préstamo sindicado por 2.000 millones de dólares destinado a financiar la construcción del proyecto Vaca Muerta Oleoducto Sur, la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas impulsada por sus accionistas: YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol. Esta iniciativa estratégica permitirá liberar todo el potencial exportador de petróleo del país a través de un nuevo ducto troncal que llevará producción de Neuquén hasta una terminal portuaria que se construirá en la costa atlántica de Río Negro.

    ,

    El financiamiento fue liderado por cinco bancos de primera línea internacional: Citi, Deutsche Bank, Itau, JP Morgan y Santander e incluye la participación de un grupo de 14 bancos e inversores institucionales internacionales.

    ,

    «La operación marca un hito histórico para el país ya que representa la reapertura del mercado internacional de Project Finance, cerrado desde 2019. Además, constituye el mayor préstamo comercial para la realización de un proyecto de infraestructura en la historia argentina y uno de los cinco más importantes en el sector petróleo y gas en América Latina», señaló VMOS, a través de un comunicado.

    WhatsApp Image 2025-07-08 at 10.18.52 AM.jpeg

    Sentados (de izquierda a derecha): Pablo Gamero; CFO Shell; Adolfo Zuberbuhler, CFO de Pampa Energía; Rodolfo Berisso, Vicepresidente Ejecutivo de Administración y Finanzas de Pan American Energy; Federico Barroetaveña, CFO de YPF; Nancy Repetto, CFO Pluspetrol; Pablo Vera Pinto, Co Fundador y CFO de Vista Energy; Gerald Free, General Manager Business Performance & Finance – Chevron Argentina; Claudio Gugliuzza, Presidente de Áreas Corporativas de Tecpetrol.

    Parados (de izquierda a derecha): Juan Borchardt, presidente de Deutsche Bank; Facundo Gomez Minujin, CEO Argentina, Uruguay, Bolivia and Paraguay at JPMorgan Chase & Co; Horacio Marín, Presidente y CEO de YPF; Juan O’ Connor, CEO Argentina Itau; Federico Elewaut, CEO at Citibank Argentina: Alejandro Butti, Chief Executive Officer & Country Head en Santander Argentina; Gustavo Chaab, CEO de VMOS.

    El préstamo tiene un plazo de 5 años y pagará una tasa de SOFR más 5,5%. Permitirá financiar el 70% del capital requerido para la obra. El 30% restante será aportado por los socios.

    VMOS ya está en construcción

    El proyecto ya se encuentra en plena construcción, con múltiples frentes de obra: el oleoducto que conectará Allen con la terminal de exportación en Punta Colorada, Río Negro; plantas compresoras; la terminal portuaria; y la playa de almacenamiento. Está previsto que entre en operación hacia fines de 2026 con una capacidad de transporte inicial de 180.000 barriles diarios, que se irá incrementando hasta alcanzar una capacidad máxima de 550.000 barriles diarios en 2027.

    Esta es una obra estratégica para el desarrollo de todo el potencial de Vaca Muerta y permitirá alcanzar el objetivo que tiene la industria de convertir a Argentina en un exportador global de energía.

    El consorcio que la lleva adelanta, VMOS, es una sociedad anónima integrada por YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron Argentina, Shell Argentina y Tecpetrol como socios Clase A y GyP como socio Clase B para la construcción del proyecto Vaca Muerta Oleoducto Sur.

  • Vaca Muerta: SLB acelera en el fracking y amenaza el trono de Halliburton

    Vaca Muerta: SLB acelera en el fracking y amenaza el trono de Halliburton

    La actividad en Vaca Muerta continúa en alza. Según los planes de inversión de las operadoras, se espera que las operaciones aumenten en comparación con 2024. Una muestra de este crecimiento son las etapas de fractura, que en el primer semestre del año subieron un 34 % respecto del mismo período del año pasado.

    ,

    De acuerdo con el informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, entre enero y junio de este año se contabilizaron 12.469 etapas de fractura, frente a las 9.311 del mismo período de 2024 en el segmento shale. Esto representa un incremento de 3.158 fracturas interanuales.

    ,

    En ese contexto, un dato sobresale: Halliburton ya no es el líder indiscutido del fracking en Vaca Muerta. La empresa, identificada por sus mamelucos rojos, solía liderar ampliamente la actividad en la roca madre. Sin embargo, SLB comienza a disputarle ese liderazgo.

    El trabajo del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros destaca que la diferencia entre ambas compañías ya no es significativa. En el primer semestre, Halliburton registró 4.664 punciones, mientras que SLB alcanzó las 4.446. En junio, incluso, los trabajadores de mameluco azul superaron a sus principales competidores.

    El desempeño de los titanes

    Pese a la competencia, Halliburton y SLB siguen siendo las principales empresas de servicios en la formación no convencional.

    Entre enero y junio, Halliburton completó 4.664 punciones: 2.950 para YPF, 778 para Pampa Energía, 555 para Shell y 381 para Chevron. Esto representa un crecimiento del 8 % frente al mismo período de 2024, cuando se realizaron 4.324 fracturas.

    Por su parte, SLB ejecutó 4.446 etapas, divididas entre 2.966 para YPF, 1.173 para Vista Energy, 202 para Capsa y 105 para Pampa Energía. En términos interanuales, esto implica un crecimiento del 84 %, ya que en los primeros seis meses de 2024 había realizado 2.417 fracturas.

    la-petrolera-halliburton-podria-irse-del-pais.jpg

    Crecimiento constante

    Además de SLB, otras empresas también incrementaron su actividad. Tenaris y Calfrac registraron un alza significativa entre enero y junio.

    La firma del Grupo Techint realizó 1.384 etapas: 782 para Tecpetrol, 418 para TotalEnergies y 184 para Phoenix. Esto equivale a una suba interanual del 38 %, frente a las 1.001 operaciones del mismo período anterior.

    Calfrac fue la segunda empresa que más incrementó sus operaciones en el semestre. El informe detalla que concretó 1.305 punciones: 862 para Pan American Energy (PAE) y 443 para YPF. En comparación con las 772 etapas del primer semestre de 2024, esto representa una suba del 69 %.

    La compra de los activos de fractura de Weatherford por parte de Pluspetrol modificó el mapa del fracking en Vaca Muerta.

    Según el reporte, la firma reconocida por sus mamelucos rojos realizó 27 etapas antes de que Pluspetrol conformara Servicios Petroleros Integrados (SPI), su propia empresa de servicios. Desde entonces, SPI suma 243 punciones, todas ejecutadas para Pluspetrol.

  • La actividad en Vaca Muerta cayó un 24% ¿Qué pasó?

    La actividad en Vaca Muerta cayó un 24% ¿Qué pasó?

    Así como mayo fue el mes récord para el fracking de Vaca Muerta, junio significó una baja considerable en la actividad no convencional. Las operaciones disminuyeron un 24% en el sexto mes del año y significó que se registraran 620 operaciones menos que el mes anterior.

    ,

    Los datos surgen del informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, que estableció que en el cierre del semestre se contabilizaron 1.968 punciones en el segmento shale frente a las 2.588 etapas de fractura que se realizaron en el quinto mes del año.

    ,

    Si bien la cifra disminuyó de un mes a otro, la actividad se mantiene cerca de los valores esperados para cumplir con los planes de inversión de las operadoras.

    Otro dato para tener en cuenta es que el cierre del segundo cuatrimestre se ubicó en uno de los meses con mayor actividad: mayo (2.588), abril (2.214), febrero (1.978) y junio (1.968). Las operaciones en el shale se consolidan gracias a los trabajos de las principales compañías del sector.

    El mapa de las operadoras

    Pese a la baja de la actividad, la diagramación de las operaciones en Vaca Muerta no cambió sustancialmente. YPF sigue liderando las tareas y hubo siete operadoras que solicitaron punciones en la roca madre.

    La empresa de mayoría estatal completó 1.300 fracturas, lo que representa el 66% de las operaciones realizadas en la formación no convencional.

    En segundo lugar se ubicó Pan American Energy (PAE) con 170 punciones y en tercer lugar se posicionó Pluspetrol con 148 etapas de fracturas. Fuera del podio se encontró Vista Energy con 128 fracturas.

    Debajo de las 100 punciones, pero no menos importante, se ubicaron Pampa Energía con 96 fracturas, TotalEnergies con 90 operaciones y cierra el registro Tecpetrol con 36 etapas de fractura.

    Al servicio del shale

    En lo que respecta a las empresas de servicio se estableció un nuevo liderazgo: SLB le quitó el primer lugar a Halliburton como la compañía más activa en Vaca Muerta.

    Los trabajadores de mameluco azul completaron 791 punciones, lo que representa el 40% de las operaciones en el shale. Sus tareas se dividieron en 663 para YPF y 128 para Vista Energy.

    En tanto, Halliburton completó 577 etapas de fractura, que se traduce en el 29% de las operaciones realizadas en junio. Sus tareas se distribuyeron entre 481 fracturas para YPF y 96 punciones para Pampa Energía.

    Si se suman las operaciones de SLB y Halliburton se obtiene un total de 1.368 etapas de fractura, lo que representa el 79% de los trabajos en Vaca Muerta.

    Posicionándose en el tercer lugar se encuentra Calfrac. Los trabajadores de mameluco verde vienen incrementando su actividad mes a mes y logró realizar 326 etapas de fractura, que fueron solicitadas por YPF (156) y PAE (170).

    En tanto, Servicios Petroleros Integrados (SPI), la compañía creada por Pluspetrol tras la adquisición de los activos de fractura de Weatherford en Argentina, se encargó de realizar 148 etapas de fractura en la roca madre y todas fueron para la compañía de capitales nacionales.

    El cierre estuvo a cargo de Tenaris con 126 operaciones de las cuales se dividieron entre 90 de TotalEnergies y 36 de Tecpetrol.