El petróleo de Vaca Muerta hace historia en Australia

La producción del petróleo de Vaca Muerta continúa ampliando su presencia en los mercados internacionales. En las últimas horas, un buque petrolero cargado en Puerto Rosales partió con destino a Australia, lo que significa la apertura de nuevas rutas comerciales para shale oil.

Según informó Argenports, la operación se realizó en el sitio 1 de la terminal operada por Otamerica. Allí amarró el buque Green Azure, de bandera portuguesa, que zarpó con una carga cercana a las 65.000 toneladas de crudo.

Este nuevo despacho se enmarca en el notable crecimiento de los envíos de petróleo argentino hacia el mercado australiano. Durante 2025, las exportaciones alcanzaron aproximadamente 2,15 millones de barriles, muy por encima de los 420.300 barriles registrados en 2024, cuando comenzó a consolidarse esta ruta comercial.

La mayor parte del volumen corresponde a crudo Medanito. El destino principal es la refinería ubicada en Geelong, en el estado de Victoria, sobre la costa sur australiana.

Esta planta, operada por Viva Energy, cuenta con una capacidad de procesamiento cercana a los 120.000 barriles diarios y se consolidó como uno de los principales puntos de recepción del petróleo argentino en la región Asia-Pacífico.

Puerto Rosales y la infraestructura logística

El crecimiento de los envíos hacia destinos lejanos volvió a poner en primer plano el rol estratégico de Puerto Rosales dentro del sistema exportador energético. Desde esta terminal se canaliza una porción cada vez mayor de los embarques destinados al exterior.

El esquema logístico integra oleoductos, sistemas de almacenamiento en tanques y operaciones marítimas con buques de gran porte. Esta articulación permitió sostener un ritmo creciente de cargas, en paralelo con el aumento de la producción no convencional.

Durante 2025, la terminal registró un fuerte incremento en las exportaciones, con Estados Unidos como principal mercado de destino. La ampliación de la capacidad operativa y las mejoras en infraestructura resultaron clave para acompañar esta expansión.

La disponibilidad de mayores volúmenes exportables, producto del desarrollo sostenido en Neuquén, impulsó una mayor utilización de las instalaciones portuarias. Además, la modernización de los sistemas de despacho permitió reducir tiempos y mejorar la eficiencia de las operaciones.

El nuevo mercado de Vaca Muerta

Si bien Australia gana relevancia como mercado emergente, el mercado estadounidense continúa liderando los destinos del crudo argentino. La mayor parte de los embarques se dirige a refinerías ubicadas en la costa oeste, donde el petróleo de Vaca Muerta logró posicionarse por calidad y competitividad.

Este flujo constante explica gran parte del crecimiento exportador del sur bonaerense en el último año, en un contexto marcado por la expansión de la infraestructura de transporte entre Neuquén y el Atlántico.

El seguimiento de los buques que participan en esta operatoria permite observar una mayor regularidad en la conexión entre Sudamérica y Oceanía. El Green Azure figura entre los petroleros que operan de manera recurrente en este corredor comercial.

A comienzos de 2026, la embarcación fue reportada nuevamente en navegación hacia Geelong, lo que confirmó la continuidad de la ruta y la consolidación de los vínculos comerciales entre ambos países.

Namibia confirma un nuevo descubrimiento petrolero

La compañía australiana de exploración petrolera Pancontinental Energy dio a conocer los resultados de dos estudios sobre las propiedades de hidrocarburos en una licencia de exploración (PEL) que opera en la Cuenca Orange, frente a las costas de Namibia.

La operadora afirmó que las nuevas evidencias brindan una mayor confianza sobre la presencia de un sistema de reservorios con alta relación neto a bruto y la existencia de hidrocarburos dentro del bloque PEL 87.

El director ejecutivo de Pancontinental Energy, Iain Smith, declaró: “Nos complace haber avanzado en estos dos estudios clave, que confirman que el Saturn Complex está particularmente bien ubicado para recibir carga de petróleo en sistemas de reservorios que muestran un potencial para unidades de arenisca con alta relación neto a bruto y buenas señales de presencia de hidrocarburos”.

“Se están realizando estudios adicionales de interpretación cuantitativa (QI), al igual que revisiones de nuestras estimaciones de recursos prospectivos y análisis de riesgo geológico, con el objetivo de presentarlos a fines de julio”, agregó.

Namibia, una potencia

Pancontinental completó un estudio de modelado de cuenca, cuyo propósito fue analizar la formación y evolución estructural de la Cuenca Orange, cerca del bloque PEL 87, y predecir la ubicación de acumulaciones de hidrocarburos.

Según el estudio, la formación Kudu Shale, de edad Barremiana-Aptiana, es ampliamente reconocida como la principal roca generadora de hidrocarburos para los grandes descubrimientos de petróleo liviano al sur del bloque PEL 87.

La formación Kudu fue confirmada en el pozo exploratorio Moosehead-1X, que encontró aproximadamente 200 metros de esquisto marino del Tipo II, rico en petróleo. Según se explicó, esta formación tiene un carácter sísmico distintivo y puede mapearse fácilmente en toda el área del PEL 87, con un espesor general de entre 200 y 300 metros.

Si bien en la ubicación estructuralmente alta del pozo Moosehead-1X la Kudu Shale se encontró en una fase temprana de generación de petróleo, se identificó una cocina de petróleo directamente bajo el Saturn Complex, que se extiende hacia los descubrimientos Mopane de Galp.

Shell apuesta al proyecto Crux para seguir dominando el mercado del GNL

Shell obtuvo la aprobación ambiental para su plan de instalación y puesta en marcha en frío del campo de gas Crux. La autorización proviene de la Autoridad Nacional de Seguridad y Gestión Ambiental del Petróleo Offshore (NOPSEMA), lo que marca un paso clave en el desarrollo del proyecto ubicado en la Cuenca Browse, a 190 km de la costa noroeste de Australia.

El proyecto Crux, aprobado en mayo de 2022, está ubicado en aguas comunes en la Cuenca Browse, a unos 620 km al noreste de Broome. Con una profundidad de aproximadamente 165 metros, el desarrollo es liderado por Shell en asociación con SGH Energy. La primera autorización ambiental se otorgó en 2020 con la aprobación del Proyecto Offshore Crux (OPP).

El desarrollo de Crux

La reciente aprobación ambiental del 5 de marzo de 2025 permite a Shell avanzar con la instalación de la infraestructura del proyecto, que incluirá el gasoducto de exportación, subestructuras y plataformas, así como actividades de puesta en marcha en frío. Estas actividades se llevarán a cabo en la licencia de producción AC/L10 y en las licencias de gasoductos WA-33-PL y AC/PL1.

El cronograma prevé que los trabajos comiencen en 2025 y se extiendan hasta la segunda mitad de 2027. La duración del proyecto dependerá de la disponibilidad de embarcaciones, eficiencia operativa y condiciones climáticas. Se espera que las actividades se desarrollen en varias fases, con trabajos de instalación y puesta en marcha que duren aproximadamente tres años.

La infraestructura incluirá una plataforma operada de manera remota desde Prelude y conectada mediante un gasoducto de exportación de 160 km. Se perforarán inicialmente cinco pozos, y la plataforma permitirá la transferencia de gas hacia la planta flotante Prelude FLNG para su procesamiento y licuefacción.

 

 

Impacto y perspectivas del proyecto

El gas extraído del yacimiento Crux servirá como fuente de gas de relleno para la instalación Prelude FLNG. Se estima que la capacidad de suministro alcanzará los 550 millones de pies cúbicos estándares de gas por día. Este suministro contribuirá significativamente a la producción de gas natural licuado (GNL) en la región.

Además, Shell implementará un plan de inspección, mantenimiento y reparación (IMR) para la infraestructura instalada. Aunque se ha diseñado para minimizar la necesidad de intervenciones, factores como interacciones de terceros o ciclones severos podrían requerir mantenimiento adicional. Durante el periodo de preservación, que durará aproximadamente dos años, se garantizará la integridad de la infraestructura antes de la producción a gran escala.

Los trabajos incluyen la instalación del gasoducto de exportación en un período estimado de cinco meses, la instalación de la conexión flexible y el umbilical en seis semanas, y la instalación de la subestructura de Crux en un período de tres meses. Además, la instalación de las plataformas tomará aproximadamente seis meses, mientras que las modificaciones en Prelude y las actividades de conexión y puesta en marcha en frío se extenderán por cerca de dos años.

La clave de Shell

Cada una de estas actividades se ejecutará las 24 horas del día, los siete días de la semana, considerando los requerimientos operacionales y de seguridad. Shell destaca que la planificación del proyecto ha considerado todos los escenarios posibles para garantizar su viabilidad en cualquier época del año.

Como parte de su estrategia de optimización operativa, Shell ha adoptado software basado en la nube para la gestión de datos y activos en proyectos como Crux. Este enfoque busca mejorar la eficiencia en la administración de infraestructuras complejas y asegurar un desempeño óptimo a largo plazo.

El gasoducto y las modificaciones en Prelude permitirán iniciar la producción en 2027, consolidando a Shell como un actor clave en la industria del gas natural licuado en Australia y fortaleciendo su presencia en el mercado energético global