Durante el primer semestre del 2021, la petrolera espera conectar 48 pozos adicionales, para terminar de completar casi la totalidad de sus pozos DUC (perforados pero no terminados), al llegar en ese lapso a unos 76.
ENERGÍA08/03/2021
Dos equipos de bombeo de petróleo ubicados en el bloque Loma Campana (YPF), principal área productora de shale oil de Latinoamérica.
YPF también empezó a hacerse fuerte allí donde menos le puede costar en términos económicos en sus bloques no convencionales. La empresa ya conectó 18 pozos de los 81 que había perforado antes de la pandemia y que no había completado por la baja de la demanda interna de gas y petróleo.
Durante el primer semestre del 2021, la petrolera espera conectar 48 pozos adicionales, para terminar de completar casi la totalidad de sus pozos DUC (perforados pero no terminados), al llegar en ese lapso a unos 76.
Tal como lo había adelantado +e en noviembre, este grupo de pozos son una apuesta importante de la empresa en medio de la reactivación y el complejo clima económico que atraviesa.
De acuerdo a lo que habían planteado sus directivos, con una inversión de 230 millones de dólares estos pozos no convencionales iban a quedar en producción.
Del total de las perforaciones, 71 son de shale oil y otros 10 de gas no convencional.
La información la dio a conocer Alejando Lew, el CFO de la empresa, en una charla con inversores del exterior en la que junto al CEO Sergio Affronti dieron a conocer los resultados financieros de la compañía.
“Para fines de 2020, ya hemos conectado 18 de los 81 pozos DUC que resultaron de la interrupción completa de la actividad en el segundo trimestre y planeamos conectar 48 pozos adicionales durante el primer semestre de este año”, afirmó Lew y agregó que “se espera que su producción asociada alcance los 33.000 barriles equivalentes de petróleo por día al final del segundo trimestre”.
Lew puso de relieve el incremento de la actividad que protagoniza por estas horas la compañía, luego del pronunciado parate en sus principales desarrollos producto del COVID-19, que hizo precipitar el consumo de combustibles, su principal nicho de negocios.
“En enero alcanzamos nuestro récord histórico en términos de etapas mensuales por un total de 412 fracturas, superando el récord anterior de 385 alcanzado en septiembre de 2019”, recordó el directivo.
En medio de la pandemia, el clima de parálisis se había afianzado y mostraba uno de sus datos más preocupantes en junio del 2020: entonces sumaban 159 los pozos perforados y sin completar.
Esas perforaciones quedaron atadas a dos variables centrales: todo el incremento de la demanda interna de combustibles y la actividad económica posibles en el actual contexto de pandemia y el incentivo que supondrá el Plan Gas.Ar, con el que el gobierno nacional incentivó el precio interno del gas y con el que busca atenuar una mayor cuota de importaciones y el consiguiente efecto en la disponibilidad de dólares en medio de las restricciones que afronta el país.
Es un objetivo que, de todos modos, al menos en el primer año de vigencia del plan estímulo no evitará importaciones por el declino previo caracterizado por la falta de inversiones.
Para el caso puntual de YPF, los pozos perforados de forma previa a la pandemia implican una suerte de alivio, en un contexto en el que pudo refinanciar vencimientos de su deuda.
Perforar estos pozos en un contexto como el actual hubiera implicado un gran dolor de cabeza para la petrolera controlada por el Estado nacional.
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