El tight perdió interés en el 2019

Cuando se habla de los no convencionales no se trata solo del shale, sino también del tight. Lo cierto es que en los últimos años el que mayor caudal de inversiones en el país se concentró en el shale. Sin embargo, aún hay un porcentaje de operadoras que producen de estos reservorios.

Si bien en ambos casos se trata de formaciones muy compactas y los procesos de extracción son similares, el tight es poco permeable mientas que el shale es impermeable lo que lo hace que sus procesos sean más costosos.

Desde 2017 hasta el comienzo del segundo semestre de 2018, las etapas de fractura en el tight mostraron una leve pero sostenida caída. A partir de esa marca, comenzó el descenso que solo mostró un repunte en agosto pasado y luego volvió a desplomarse para cerrar el 2019 en su menor histórico. Una baja en la actividad que fue de la mano con la merma que hubo en el shale.

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En detalle, diciembre cerró solo con 3 etapas de fractura que fueron realizadas por YPF en un área en Mendoza de la Cuenca Neuquina. En los últimos cuatro años no hay un mes que haya registrado un número tan bajo. Los datos se desprenden del aporte del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello.

A nivel general, el año pasado se realizaron 364 etapas de fractura en el tight de las cuales YPF realizó el 56,04%. CGC fue la otra empresa que fracturó en formaciones de arenas compactas y cerró el 2019 con 103 punciones lo que representó el 28,30%. Varios escalones más abajo aparece la tercera firma: Pampa Energía. La empresa realizó 59 punciones orientadas al tight que significan aproximadamente un 10,71%.

El porcentaje restante pertenece a las empresas Phoenix Global Resources, la firma de los empresarios mendocinos Vila y Manzano, la otra es la administrada por Capsa, Capex, y por último Roch, la compañía del empresario Ricardo Chacra.

A diferencia del 2018, hay cuatro empresas que no registraron actividad alguna en las formaciones de arenas compactas el año pasado. Es el caso de Pan American Energy, Pluspetrol, Total y Tecpetrol.

La decisión de estas compañías de no continuar con la actividad en el tight en todas las cuencas del país se sintió en las estadísticas generales del 2019. En agosto se alcanzó el nivel más alto al realizarse 59 etapas de fractura. Los siguientes cuatro meses comenzó a descender de manera sostenida: septiembre registró 44 punciones, octubre 39, noviembre 23, hasta las 3 de diciembre.

Durante la primera mitad del año la marca más alta fue en junio, cuando se hicieron 35 punciones, y en marzo el más bajo al realizarse 14 etapas.

Weatherford y Halliburton a la cabeza

Las empresas de servicio fueron las primeras de la cadena de valor que sintieron la baja en la actividad. Solo dos compañías concentraron el 89% de las etapas de fractura que se realizaron en el tight en todas las cuencas hidrocarburíferas del país.

Durante 2019 Weatherford realizó 209 etapas de fractura de las 364 que se realizaron en total, significa un 57,41% del total. En paralelo, Halliburton hizo 115 punciones lo que equivale al 31,59%.

El restante 11% se repartió entre tres empresas: Calfac con 16 etapas, San Antonio con 14 y Schlumberger con 10. Otro dato es que San Antonio fracturo 5 meses, Calfrac 2 meses y Schlumberger solo 1 mes.

Dividido por cuencas, la que mayor porcentaje de actividad registró fue la Cuenca Neuquina que concentró el 71,70% de las etapas de fractura en el tight. El 28,29% restante se repartió entre la Cuenca del Golfo San Jorge –mayoritariamente- y en la Cuenca Austral.