PETRÓLEO - AUMENTÓ 20% LA CANTIDAD DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN ACTIVOS
El mayor salto se registró en Neuquén de la mano de la inversión de YPF en Vaca Muerta
En junio, la industria llegó a operar 123 unidades de drilling, 20 más que en el mismo mes del año pasado. El mayor incremento se registró en la región oeste, en la cuenca Neuquina, donde en los últimos 12 meses se levantaron 16 equipos de perforación para avanzar con el desarrollo de Vaca Muerta.
El mejor indicador del alza de la actividad petrolera en los últimos dos años es la cantidad de equipos torre que empleanlas petroleras en sus yacimientos. Del número de unidades de perforación en operación se desprende que la actividad creció un 20% en los últimos 12 meses. A principios de junio, los equipos de drilling ocupados en todo el upstream ascendían a 123 contra los 101 del mismo mes del año pasado.
La dinámica ascendente se repite para las unidades de workover y pulling, utilizadas para la reparación de pozos, aunque la demanda de equipos chocó con la escasez de oferta en el mercado local.
La lavada de cara del negocio de servicios petroleros, que durante años penó por el parate de los planes de desarrollo de las petroleras, las tarifas bajas y la presión salarial de los sindicatos, se apoya, fundamentalmente, en el relanzamiento de la inversión de YPF tras la reestatización.
La mayor productora del país duplicó su inversión –este año desembolsará cerca de u$s 6.000 millones, contra los u$s 2.800 millones de 2011–, a fin de frenar la declinación de sus campos maduros y de transitar la curva de aprendizaje para poner en producción los recursos no convencionales de Vaca Muerta, la formación de roca generadora de la cuenca Neuquina que es sindicada en la industria como un megareservorio de petróleo de arcillas (shale oil) y gas de esquisto (shale gas).
La compañía que preside Miguel Galuccio suma 191 equipos taladro –70 de perforación, 92 de workover y 70 de pulling–, es decir, un 53% de las unidades empleadas por toda la industria, que en total opera 360 unidades de torre.
YPF sumó en marzo 15 equipos skidding rigs –capaces de trasladarse sin desarmar su estructura– para el proyecto de shale oil que desarrollo con Chevron en Loma Campana. Y prevé sumar ocho máquinas similares antes de que finalice este año.
La compañía bajo control estatal generó una fiebre de actividad en la cuenca Neuquina, donde se encuentran sus mayores yacimientos con Loma La Lata y Chihuido de la Sierra Negra a la cabeza. En Neuquén, Catriel, Cutral-Có, Rincón de los Sauces y Huincul operan hoy 149 equipos torre, un 18% más que a mediados de 2013 (126).
La dinámica ascendente se repite para las unidades de workover y pulling, utilizadas para la reparación de pozos, aunque la demanda de equipos chocó con la escasez de oferta en el mercado local.
La lavada de cara del negocio de servicios petroleros, que durante años penó por el parate de los planes de desarrollo de las petroleras, las tarifas bajas y la presión salarial de los sindicatos, se apoya, fundamentalmente, en el relanzamiento de la inversión de YPF tras la reestatización.
La mayor productora del país duplicó su inversión –este año desembolsará cerca de u$s 6.000 millones, contra los u$s 2.800 millones de 2011–, a fin de frenar la declinación de sus campos maduros y de transitar la curva de aprendizaje para poner en producción los recursos no convencionales de Vaca Muerta, la formación de roca generadora de la cuenca Neuquina que es sindicada en la industria como un megareservorio de petróleo de arcillas (shale oil) y gas de esquisto (shale gas).
La compañía que preside Miguel Galuccio suma 191 equipos taladro –70 de perforación, 92 de workover y 70 de pulling–, es decir, un 53% de las unidades empleadas por toda la industria, que en total opera 360 unidades de torre.
YPF sumó en marzo 15 equipos skidding rigs –capaces de trasladarse sin desarmar su estructura– para el proyecto de shale oil que desarrollo con Chevron en Loma Campana. Y prevé sumar ocho máquinas similares antes de que finalice este año.
La compañía bajo control estatal generó una fiebre de actividad en la cuenca Neuquina, donde se encuentran sus mayores yacimientos con Loma La Lata y Chihuido de la Sierra Negra a la cabeza. En Neuquén, Catriel, Cutral-Có, Rincón de los Sauces y Huincul operan hoy 149 equipos torre, un 18% más que a mediados de 2013 (126).
En el Golfo
La segunda petrolera con más equipos activos es Pan American Energy (PAE), principal productor de la cuenca del Golfo San Jorge, que tiene 60 unidades activas, la mayoría en Chubut, donde está Cerro Dragón, el mayor yacimiento petrolífero del país.
Tras superar una atmósfera de hostilidad, cuyo punto de máxima tensión fue la toma de Cerro Dragón por parte de Los Dragones –una fracción disidente de la UOCRA– en 2012, la petrolera de BP (60%) y Bridas (40%), cuya propiedad se reparten los hermanos Bulgheroni y la china Cnooc, levantó este año nuevos equipos de perforación.
“Hasta ahora se sumaron cuatro equipos y el plan es incorporar dos más en 2014”, precisaron allegados a la empresa. PAE opera hoy 19 unidades de drilling, 27 de workover y 14 de pulling. Son, en total, 60 máquinas torre, cuatro más que en junio de 2013.
Entre las principales jugadoras del negocio de servicios petroleros se encuentran San Antonio –de la norteamericana Pride–, con 161 equipos torre en actividad; DLS, que cuenta con 68; y el tercer lugar le corresponde SP Argentina, la única empresa de capitales locales que integra el podio, con 43. Más atrás se ubican Nabor, con 26 unidades; Quintana, con 21; Venver (17), Ensing (10) y Emepa (13).
Tras superar una atmósfera de hostilidad, cuyo punto de máxima tensión fue la toma de Cerro Dragón por parte de Los Dragones –una fracción disidente de la UOCRA– en 2012, la petrolera de BP (60%) y Bridas (40%), cuya propiedad se reparten los hermanos Bulgheroni y la china Cnooc, levantó este año nuevos equipos de perforación.
“Hasta ahora se sumaron cuatro equipos y el plan es incorporar dos más en 2014”, precisaron allegados a la empresa. PAE opera hoy 19 unidades de drilling, 27 de workover y 14 de pulling. Son, en total, 60 máquinas torre, cuatro más que en junio de 2013.
Entre las principales jugadoras del negocio de servicios petroleros se encuentran San Antonio –de la norteamericana Pride–, con 161 equipos torre en actividad; DLS, que cuenta con 68; y el tercer lugar le corresponde SP Argentina, la única empresa de capitales locales que integra el podio, con 43. Más atrás se ubican Nabor, con 26 unidades; Quintana, con 21; Venver (17), Ensing (10) y Emepa (13).
Retrato completo
En total, a junio de este año eran 360 máquinas de perforación, workover y pulling en actividad, un 10% más que el año pasado (333). Entre YPF (191) y PAE (60) representan un 70% de esa cifra.
El segundo mayor productor de gas, la francesa Total Austral, sumó dos equipos de drilling y uno de workover de un año a otro, que hoy están dedicados a la perforación del proyecto piloto de shale gas en Aguada Pichana.
La china Sinopec, con una oferta de crudo desde el norte de Santa Cruz, incorporó una máquina de pulling para llegar a un total de 18 equipos torre. Lo propio hizo Tecpetrol, la petrolera de Techint, que opera 15 taladros.
Sin embargo, no todas las compañías mejoraron su performance. Petrobras Argentina y Pluspetrol, que se pelean por el tercer lugar en el ranking de mayores jugadores del upstream, redujeron la cantidad de equipos empleados. La filial del gigante brasileño, que en junio de 2013 tenía 16 unidades en actividad, en la actualidad tiene 13. Y Pluspetrol bajó de 14 a 12 equipos en los últimos 12 meses. En tanto que la norteamericana Chevron, que opera en el yacimiento El Trapial, en Neuquén, redujo de 8 a 5 las máquinas torre activas en sus concesiones.
El segundo mayor productor de gas, la francesa Total Austral, sumó dos equipos de drilling y uno de workover de un año a otro, que hoy están dedicados a la perforación del proyecto piloto de shale gas en Aguada Pichana.
La china Sinopec, con una oferta de crudo desde el norte de Santa Cruz, incorporó una máquina de pulling para llegar a un total de 18 equipos torre. Lo propio hizo Tecpetrol, la petrolera de Techint, que opera 15 taladros.
Sin embargo, no todas las compañías mejoraron su performance. Petrobras Argentina y Pluspetrol, que se pelean por el tercer lugar en el ranking de mayores jugadores del upstream, redujeron la cantidad de equipos empleados. La filial del gigante brasileño, que en junio de 2013 tenía 16 unidades en actividad, en la actualidad tiene 13. Y Pluspetrol bajó de 14 a 12 equipos en los últimos 12 meses. En tanto que la norteamericana Chevron, que opera en el yacimiento El Trapial, en Neuquén, redujo de 8 a 5 las máquinas torre activas en sus concesiones.
Fuente: Revista Petroquímica.
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