PAE busca revitalizar Cerro Dragón de la mano de EOR

Pan American Energy (PAE) avanzará con la presentación de un proyecto de USD 680 millones en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con el objetivo de desarrollar nuevas etapas de recuperación terciaria en Cerro Dragón.

La iniciativa contempla la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros, además de nuevas perforaciones y tareas de reacondicionamiento sobre cientos de pozos productores e inyectores. El foco del proyecto está puesto en sostener la producción convencional en una cuenca que enfrenta un marcado declino natural.

El anuncio fue realizado en el Palacio de Hacienda durante un encuentro encabezado por el ministro de Economía, Luis Caputo, junto al CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, autoridades provinciales y representantes sindicales del sector petrolero.

El desafío de sostener la producción

Con este proyecto, PAE intentará consolidar una nueva etapa de desarrollo en Cerro Dragón, el principal yacimiento convencional del país. La empresa apuesta a la incorporación de tecnología para mejorar los niveles de recuperación de crudo y extender la vida útil del área.

La recuperación terciaria aparece como una de las alternativas más utilizadas para incrementar extracción en campos maduros. A diferencia de las etapas primaria y secundaria, este sistema apunta a movilizar el petróleo que permanece atrapado en la roca mediante la inyección de compuestos químicos especializados.

En este caso, el esquema utilizará polímeros para mejorar la eficiencia del barrido dentro del reservorio. Según las estimaciones difundidas por la compañía, el proyecto podría aportar una producción incremental acumulada de aproximadamente 24 millones de barriles durante su vida útil.

El rol del RIGI en los proyectos petroleros

La decisión de encuadrar el proyecto dentro del RIGI refleja la importancia que las compañías le asignan al nuevo régimen de incentivos impulsado por el Gobierno nacional. El esquema ofrece beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios para inversiones de gran escala y largo plazo.

En la industria consideran que este tipo de herramientas puede resultar determinante para viabilizar proyectos complejos en cuencas maduras, donde los costos operativos suelen ser más elevados y los márgenes de rentabilidad dependen de condiciones de estabilidad económica.

El proyecto de PAE requerirá además importantes trabajos de infraestructura y operación sobre el campo. El plan contempla intervenir cerca de 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, en una de las mayores campañas de recuperación avanzada previstas para la cuenca.

Impacto esperado en Chubut

Además de apuntar a sostener producción, la iniciativa busca mantener niveles de actividad en el entramado petrolero regional. La ejecución del proyecto demandará servicios de perforación, mantenimiento, transporte y operaciones especiales vinculadas a la industria hidrocarburífera.

En Chubut, la continuidad de la actividad convencional representa un tema central tanto para las empresas como para los sindicatos petroleros, debido al impacto que tiene sobre el empleo y la economía regional. La Cuenca del Golfo San Jorge atraviesa desde hace años un escenario de caída natural de producción.

Desde el sector empresario consideran que la incorporación de nuevas tecnologías puede ayudar a ralentizar ese proceso y habilitar zonas que anteriormente no resultaban económicamente viables para su explotación.

La conversión del Golfo San Jorge en la mira. PAE subirá un nuevo perforador.

El proyecto de PAE de largo plazo para Cerro Dragón

La petrolera estima que el desarrollo permitirá alcanzar picos de producción superiores a los 11.300 barriles diarios adicionales. Ese volumen tendría impacto tanto en los niveles de extracción como en las regalías provinciales asociadas a la producción incremental.

Durante el anuncio participaron el ministro de Economía, Luis Caputo; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el gobernador de Chubut, Ignacio Torres; y dirigentes sindicales como Jorge Ávila y José Lludgar, además de funcionarios del área energética y directivos de la compañía.

Por parte de PAE también estuvieron presentes el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

Las “nuevas fracturas” que generan expectativas para el shale de Cerro Dragón

“Lo peor ya pasó”. Esa es la frase que se repitió en el acto de asunción de la nueva comisión directiva del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut. La premisa se basa en los nuevos actores que llegaron a la Cuenca del Golfo San Jorge y el plan piloto shale de Cerro Dragón.

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, confirmó que mantendrá una reunión con la compañía para avanzar en nuevas inversiones vinculadas al shale y a un eventual proyecto de polímeros, en un contexto marcado por la búsqueda de mayor actividad en la región y por la necesidad de sostener los puestos de trabajo.

“Próximamente vamos a mantener una reunión con la empresa Pan American Energy para avanzar en la proyección del no convencional y en la eventual posibilidad de desarrollar una inversión en polímeros en Cerro Dragón”, sostuvo Torres.

“Estamos en un contexto económico complejo y volátil, pero con mayores niveles de previsibilidad para el sector, y eso representa una oportunidad importante que tenemos que aprovechar”, agregó el mandatario.

La apuesta de Chubut al shale

Las declaraciones de Torres se producen mientras Pan American Energy avanza con pruebas técnicas sobre la formación D-129, considerada la roca madre de la Cuenca del Golfo San Jorge. El proyecto busca determinar si la región puede desarrollar una producción shale con características propias, diferentes a las de Vaca Muerta.

En ese escenario, el Upstream Managing Director de PAE, Fausto Caretta, explicó durante el Encuentro Regional de Energía en Chubut que la compañía decidió revisar décadas de información geológica para identificar nuevas oportunidades en una cuenca considerada madura.

“Cuando llegué hace dos años me dijeron: ‘La cuenca es madura, no hay mucho para hacer’. Pero volvimos a mirar la sísmica, la historia de exploración y hablamos con geólogos que habían trabajado hace décadas en la región”, explicó Caretta.

El ejecutivo sostuvo que el objetivo fue desafiar el enfoque tradicional sobre la cuenca. Según indicó, el análisis permitió identificar sectores de Cerro Dragón con condiciones compatibles para el desarrollo shale, especialmente por la profundidad, la temperatura y la presencia de materia orgánica.

Rio Chico, la apuesta shale de PAE en Chubut.

El primer pozo horizontal en Cerro Dragón

A partir de esos estudios, la compañía perforó primero un pozo vertical en 2024 para analizar las propiedades de la roca. De acuerdo con Caretta, los resultados confirmaron la existencia de contenido orgánico y sobrepresión, dos variables consideradas fundamentales para avanzar hacia un desarrollo no convencional.

“Perforamos un pozo vertical y comprobamos que la roca tenía el contenido orgánico que necesitábamos y además un 50% de sobrepresión. Después hicimos una fractura pequeña y el pozo fluyó gas”, detalló el directivo.

Ese resultado impulsó a la empresa a avanzar con un pozo horizontal de 1.500 metros utilizando tecnología similar a la aplicada en Vaca Muerta. Caretta aclaró, sin embargo, que las condiciones geológicas de la roca madre chubutense son diferentes y requieren un aprendizaje específico.

“No es un pozo igual que Vaca Muerta. Cada shale es distinto y se comporta de manera diferente frente a la estimulación hidráulica. La única forma de aprender es fracturando”, señaló.

El ejecutivo precisó además que el primer pozo horizontal no convencional en el Cerro Dragón demandó una inversión cercana a los 30 millones de dólares. Para ejecutar las etapas de fractura, la empresa trasladó equipamiento y experiencia desarrollada previamente en Neuquén.

Resultados técnicos y próximos pasos

Según explicó Caretta, los resultados iniciales fueron positivos desde el punto de vista operativo, aunque todavía existen desafíos técnicos para mejorar la productividad del pozo. La compañía logró producir gas con condensado, pero detectó que gran parte de las fracturas realizadas no tuvieron el rendimiento esperado.

“De las 25 fracturas solamente cuatro están produjeron gas. Pero si con cuatro obtuvimos caudales interesantes, creemos que si logramos hacer eficientes las 25 el potencial puede ser muy importante”, afirmó.

El ejecutivo indicó que esa experiencia llevó a la compañía a convocar especialistas internacionales en geomecánica, petrofísica y petroquímica para redefinir el diseño de futuras fracturas. El objetivo ahora es optimizar la estimulación hidráulica.

“Contratamos a los gurúes del mundo en geomecánica y petroquímica porque el conocimiento es fundamental”, explicó el ejecutivo. Con esas recomendaciones, se realizó el segundo pozo en noviembre del 2025.

Caretta remarcó que la empresa no busca replicar el modelo neuquino, sino desarrollar un esquema adaptado a las condiciones de la Cuenca del Golfo San Jorge. En esa línea, sostuvo que el aprendizaje técnico será clave para definir el potencial económico del proyecto.

Expectativas por inversiones y empleo

Mientras avanzan las pruebas técnicas, el Gobierno de Chubut sigue de cerca la evolución del proyecto por el impacto que podría tener sobre la actividad económica provincial. La expectativa oficial está puesta tanto en nuevas inversiones petroleras como en el desarrollo de cadenas industriales asociadas.

“Estimamos que este escenario, que inicialmente parecía coyuntural (por la cotización del barril de petróleo), podría extenderse durante varios meses, y es importante aprovechar esta oportunidad para generar más inversiones y puestos de trabajo”, señaló Torres.

El mandatario provincial agregó que esperan novedades en el corto plazo para la cuenca y aseguró que el contexto actual representa una oportunidad para recuperar dinamismo en una región golpeada por la caída de la producción convencional.

PAE confirmó que subirá un perforador y dos pulling en Cerro Dragón

Pan American Energy (PAE) pondrá en marcha dos equipos de pulling en mayo y un perforador en junio en Cerro Dragón. Así quedó confirmado en la reunión que mantuvieron las autoridades de la operadora, el Gobierno de Chubut y el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

Con la activación de los equipos, PAE contará con 5 perforadores, 7 equipos de work over, y 17 equipos de pulling operativos.

Del encuentro participaron el gobernador de Chubut, Ignacio Torres; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, y diputado nacional, Jorge Ávila; el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; y, por parte de PAE, el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Operaciones Golfo San Jorge, Tomás Catzman; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el gerente Ejecutivo de Relaciones Laborales, Adrián Escobar.

En este contexto, Torres destacó la necesidad de sostener y ampliar el nivel de inversiones, en un escenario internacional marcado por un barril de petróleo cuyo precio se mantiene por encima de los 100 dólares.

“En un contexto internacional extraordinario, donde los niveles de rentabilidad son tan altos, es necesario que las operadoras reinviertan esos ingresos extraordinarios de manera proporcional en la región”, señaló.

Inversiones y recuperación de la actividad

Tras el encuentro, Torres confirmó que PAE incorporará durante mayo dos equipos de pulling y que en junio sumará un nuevo equipo perforador para el desarrollo de pozos en Cerro Dragón.

Estas inversiones se complementan con la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM, lo que permitirá elevar, hacia fines del 2026, a nueve la cantidad de perforadores activos en la provincia.

“Esto nos va a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, sostuvo el mandatario.

Asimismo, remarcó que “en un contexto desafiante como el actual, es fundamental generar condiciones para que haya más inversión, más producción y más empleo en uno de los sectores clave de la economía provincial”.

Medidas para incentivar la inversión

El gobernador también puso en valor una serie de decisiones adoptadas por Chubut para fortalecer la actividad hidrocarburífera y generar condiciones de mayor competitividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Entre ellas, destacó la implementación de esquemas de baja de regalías, orientados a incentivar nuevas inversiones; la eliminación de aranceles a los polímeros, insumo clave para la recuperación terciaria de los yacimientos; y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.

Explotación Dual: la opción que analiza YPF para tener revancha en el shale de Chubut

El potencial no convencional de Chubut es lo más parecido a un mito. Los proyectos de exploración no brindaron buenos resultados en la Cuenca del Golfo San Jorge y llevó a diferentes pesos pesados de la industria a considerar que “la D-129 no sirve”.

La reconversión de Cerro Dragón y los pozos no convencionales que realiza Pan American Energy (PAE) cambiaron las perspectivas en los últimos meses. Sin embargo, el anuncio de Horacio Marín sorprendió a más de uno de los presentes en New York. En el marco de la Argentina Week, el presidente y CEO de YPF sostuvo que la compañía “proyecta explorar el potencial del D-129 en Chubut”. La declaración de Marín hizo ruido en Estados Unidos, pero también la Cuenca del Golfo San Jorge.

Un interés que no es nuevo

El presidente de YPF remarcó en más de una oportunidad que la compañía sería 100% no convencional y que la salida de los campos maduros representaba una estrategia de crecimiento para la operadora. Pero en el evento Chubut Energía 2050, Marín dejó la puerta abierta para otros proyectos en la provincia.

“Hay que saber salir y Manantiales Behr está en el momento preciso para salir. ¿Para qué? Para que ingresen compañías medianas y tomen el control, porque Manantiales Behr produce 4 mil metros del cúbicos por día, tiene mucho futuro en la terciaria, e YPF no puede continuar invirtiendo comparativamente con Vaca Muerta”, subrayó el ejecutivo sobre el mítico bloque que aun posee la empresa.

No obstante, Marín valoró la exploración en la formación D-129 que lleva adelante PAE y adelantó que se guardaría un as bajo la manga. “En la licitación (de Manantiales Behr) nos vamos a quedar con la opción de pedir la reversión no convencional, y espero que te vaya bien (a Marcos Bulgheroni, CEO de PAE) en Aurora Austral porque eso sería un cambio muy importante”, destacó.

YPF vendió Manantiales Behr.

YPF y la chance de una Explotación Dual

Hay una posibilidad de que Chubut rompa la estructura petrolera y avance con una explotación dual. Esto significa que una operadora se dedique al no convencional y otra explote el convencional. Esa es una de las variables que maneja YPF y que contaría con el visto bueno del Gobierno de Chubut.

La venta de Manantiales Behr todavía no está sellada. Si bien hay avances entre YPF y PECOM, falta que se presente la operación de venta formal ante la administración de Ignacio Torres.

En este sentido, el gobernador de Chubut destacó la posibilidad de que empresas de los Estados Unidos se asocien a firmas locales para potenciar y fortalecer la exploración no convencional. Sumando más condimentos a la posibilidad de que la explotación dual o la conformación de UTE sea una realidad.

El modelo que mira Chubut es el que se aplica en Canadá. Alberta y British Columbia fueron las primeras jurisdicciones en avanzar con estas medidas. Allí, la regulación permite que los derechos sobre el subsuelo se asignen considerando distintas formaciones geológicas o profundidades.

Esto ocurre dentro de Western Canada donde existen múltiples capas con petróleo y gas, algunas explotadas con técnicas convencionales y otras mediante etapas de fractura.

Gracias a esa diversidad geológica, es posible que diferentes compañías desarrollen reservorios ubicados a distintas profundidades. Una empresa puede producir shale, mientras otra explota recursos convencionales. Este esquema no solo permite ampliar la producción, sino también aprovechar infraestructura existente y reducir riesgos de inversión.

La eliminación de las retenciones al convencional se realizaría de manera progresiva

El convencional parece que comienza a encontrar aire. Es que de la reunión entre los actores de la industria de la Cuenca del Golfo San Jorge y autoridades del Gobierno nacional se llegó a un principio de acuerdo para eliminar las retenciones al petróleo de manera progresiva.

Tal como adelantó eolomedia, el encuentro tuvo lugar en la sede central del Ministerio de Economía de la Nación en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y contó con la presencia del jefe de Gabinete del Gobierno Nacional, Guillermo Francos; el titular de la cartera económica, Luis Caputo; los gobernadores de Chubut y Santa Cruz, Ignacio Torres y Claudio Vidal, respectivamente.

También estuvieron presentes el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; el presidente de Petrominera Chubut SA, Héctor Millar; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila; el secretario general del Sindicato de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral, José Lludgar; el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; entre otros además de representantes de distintas operadoras.

Fortalecer las inversiones

Torres indicó que la baja de dicho tributo “no solo fortalecería las inversiones de las operadoras, sino que podríamos exportar más y generar más puestos de trabajo genuino”.

Durante la reunión de este jueves, el titular del Ejecutivo le solicitó a Nación “que haga su parte, porque tanto nosotros como los trabajadores hicimos lo que teníamos que hacer”. Explicó en ese contexto que “la Provincia cumplió respecto a la baja de regalías y los trabajadores en materia de productividad; ahora lo que estamos pidiendo al Gobierno Nacional es que cumpla con una medida que nos permitiría garantizar la competitividad de una industria clave”.

El pedido tiene como finalidad aliviar la carga fiscal y sostener la producción en cuencas maduras con más de cien años de historia. “La aplicación de un 8% de retenciones agrava la situación del sector”, manifestó el mandatario y reveló que “hay un compromiso firme de las operadoras de reinvertir cada dólar adicional en nuevas inversiones para mantener la actividad y sostener los empleos”.

Más competitividad para el convencional

Asimismo, el gobernador resaltó la importancia de que “los intendentes, el Gobierno Nacional y las principales operadoras petroleras hayan estado en esta reunión para ponernos de acuerdo para ser más competitivos, teniendo en cuenta que nuestra provincia bajó regalías, sobre todo en áreas marginales, y que los gremios participan de un acuerdo de competitividad que hace mucho más eficiente operar en Chubut”.

Sumado a esto último, Torres destacó “el compromiso de la Nación para la eliminación de retenciones sobre el cual estamos ultimando los detalles, aspirando a eliminarlas progresivamente”.

“Esto va a ser muy bueno, no sólo para Chubut sino para la Argentina porque el resultado va a ser más producción, más trabajo, más competitividad”, aseguró el titular del Ejecutivo, agregando que “el acuerdo implica que el ahorro fiscal tiene que ir íntegramente a más producción, y si se exporta más, se generan más dólares que necesita la Argentina”.

“Es la primera vez que el Gobierno Nacional, una provincia, municipios de todos los colores partidarios y todos los gremios hacemos un acuerdo de competitividad exitoso, y en breve vamos a ver los resultados”, afirmó el gobernador chubutense.

PAE perforará en noviembre el primero de sus cuatro pozos shale en Cerro Dragón

Pan American Energy (PAE) comenzará a perforar en noviembre el primer pozo no convencional incluido en el plan piloto a través de una inversión superior a 40 millones de dólares y destinará más de 200 millones de dólares a la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros para recuperación terciaria en Cerro Dragón, de las cuales 6 serán inaugurados en los próximos 12 meses.

De esta manera, la compañía avanza con el desarrollo no convencional comprometido con una inversión inicial de más de 250 millones de dólares en la provincia.

La comitiva visitó la base de DLS en Comodoro Rivadavia donde se está acondicionando el equipo de perforación, el cual será trasladado a Cerro Dragón una vez finalizada la construcción de la locación que se está realizando en el yacimiento. La perforación se iniciará a mediados de noviembre.

Las etapas del plan piloto

La perforación con objetivo shale se realizará en dos etapas. La primera se iniciará con la perforación del pozo vertical Cerro Tortuga -x1000 de hasta 3.700 metros de profundidad para investigar un intervalo de shale de 120 metros de espesor. En esta fase se obtendrá un testigo corona de roca de más de 100 metros de longitud que permitirá tener un mejor conocimiento de las propiedades de la formación.

La información recopilada será analizada en ensayos de laboratorio por dos de los expertos internacionales más respetados del mundo en geomecánica y diseño de fracturas hidráulicas, de manera de asegurar que los resultados que se obtengan reflejen el verdadero potencial del objetivo a evaluarse. Posteriormente, se realizará el diseño de las fracturas con la utilización de simuladores de última tecnología.

La segunda etapa se realizará a partir del diagnóstico de los expertos con la información obtenida en el pozo vertical, por lo que en 2026 se prevé perforar una rama lateral de 3.000 metros saliendo del mismo pozo vertical, con 50 etapas de fractura.

PAE y su programa de recuperación terciaria

PAE también anunció un plan de recuperación terciaria a través de la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros. En la actualidad hay alrededor de 20 plantas de este tipo en toda la cuenca del Golfo San Jorge, – dos de ellas en PAE -, de manera que la compañía casi duplicará la cantidad actual de plantas de inyección de polímeros en la región.

La recuperación terciaria es una técnica que se aplica una vez agotadas las etapas de recuperación primaria (flujo natural y bombeo) y secundaria (inyección de agua de formación para mantener la presión), con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su recuperación. Se estima que su factor de recobro, – cantidad de hidrocarburo que se puede producir respecto al volumen total en el reservorio -, puede mejorar hasta un 4% adicional por sobre el alcanzado con la recuperación secundaria, lo que permite contrarrestar el declino, alargar la vida útil del yacimiento y alcanzar un mayor nivel de reservas.

En los próximos 12 meses PAE inaugurará 6 de los 17 proyectos de inyección de polímeros adicionales incluidos en el plan. Estos proyectos, integrados a pozos de inyección de agua, transforman el polímero sólido en una solución lista para ser inyectada en el yacimiento con la finalidad de aumentar la viscosidad del agua y desplazar una mayor cantidad de petróleo hacia los pozos productores.

Autoridades

La visita a la base de DLS contó con la presencia del gobernador de la Provincia, Ignacio Torres; el vicegobernador Gustavo Menna, los intendentes de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; de Rada Tilly, Mariel Peralta; el Ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila; el Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar; el Presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar; el Secretario General de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva; y el Secretario General del Sindicato de Camioneros de Chubut, Jorge Taboada. En representación de Pan American Energy asistieron el Vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el Vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el Vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

En este marco, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó que “este es el principio de un proyecto que tiene un potencial enorme en términos productivos para la provincia, pero también es el principio de un cambio de paradigma, de dejar de pelearnos entre nosotros y ponernos espalda con espalda a defender lo nuestro”.

Tomás Catzman, Vicepresidente de Operaciones de PAE en el Golfo San Jorge, afirmó que “con estos anuncios buscamos abrir un nuevo horizonte de inversión en la cuenca del Golfo San Jorge a través del desarrollo del no convencional y la recuperación terciaria. Basados en los aprendizajes del último pozo y aplicando las mejores prácticas recomendadas por los expertos mundiales, estamos confiados en que este nuevo pozo nos dará buenos resultados y esperamos que su perforación pueda confirmarnos un posible sweet spot”.

El plan piloto con objetivo no convencional de PAE incluye la perforación de 5 pozos. El primero de ellos fue perforado a fines del año pasado y permitió comprobar la viabilidad operativa y la existencia de shale gas. La perforación del pozo anunciado este viernes es el primero de los cuatro pozos restantes previstos en el plan comprometido con la provincia de Chubut.

Drones, datos y operación remota: la revolución digital que impulsa PAE

La Expo Industrial de Comodoro Rivadavia reunió a referentes de la industria energética en un espacio donde la tecnología y la innovación marcaron el pulso del debate. En el panel “Transformación Digital, innovación en procesos productivos”, Sebastián Federico, gerente del Centro de Operación Remota (COR) de Pan American Energy (PAE), compartió la experiencia de la compañía en Cerro Dragón, el mayor yacimiento convencional del país.

“Estamos lejos de que la Cuenca deje de existir. Es la Cuenca convencional más grande de la Argentina”, afirmó Federico, quien destacó que, lejos de un declive, la región atraviesa una “etapa de madurez inicial”.

Innovación y eficiencia en Cerro Dragón

Con la magnitud de su producción, Cerro Dragón enfrenta desafíos de escala que requieren nuevas herramientas. Según Federico, la clave está en la combinación de tres pilares: eficiencia, tecnología e innovación.

“Cerro Dragón necesita combinar eficiencia, tecnología e innovación. Esos tres pilares llevaron a PAE a crear el centro integrado de operaciones”, explicó. El COR se convirtió en una referencia en la industria y ha recibido visitas de especialistas nacionales e internacionales, interesados en un modelo gestado íntegramente con recursos locales.

La digitalización permitió abandonar esquemas tradicionales de supervisión. Antes, las decisiones eran descentralizadas, con operarios recorriendo largas distancias para realizar tareas rutinarias. Hoy, el modelo remoto en tiempo real ofrece anticipación y adaptabilidad, con resultados contundentes en reducción de costos y aumento de producción.

El modelo PAE: decisiones en tiempo real

El COR permite tomar decisiones instantáneas frente a desvíos en la operación. Federico lo definió como una “estrategia dual”: una operación centralizada en tiempo real y un monitoreo remoto de campo. “Este tipo de estrategia nos permite ganar un pozo por día”, subrayó.

El impacto es concreto: un operador remoto puede abrir o cerrar una válvula desde el centro, tarea que antes requería recorrer hasta 20 kilómetros. También, con la digitalización de balances de agua, el retraso de dos días en la información pasó a ser inmediato.

“Más que en plata, nos gusta medir en producción. Porque lo que ocurre en dólares depende de contextos y mercados”, sostuvo. La eficiencia operativa también se refleja en la reducción de recorridos: de dos millones de kilómetros por mes, el control de campo bajó a la mitad, con una meta de seguir reduciéndolos.

Supervisión inteligente y drones en campo

Uno de los avances más significativos fue la incorporación de drones y cámaras inteligentes para la supervisión. “No tiene sentido que la gente ande dando vueltas en el campo para ver si encuentra algo”, explicó Federico. Actualmente, diez drones recorren los pozos y generan datos en tiempo real. El objetivo es llegar a 40 unidades para cubrir toda la extensión de Cerro Dragón.

Cuando un dron detecta una irregularidad, dispara automáticamente una orden de trabajo. Esta tecnología no solo minimiza la exposición de los trabajadores a climas extremos, sino que también agiliza la respuesta operativa.

En paralelo, las cámaras térmicas instaladas en el yacimiento detectan fallas invisibles al ojo humano, como un caño pinchado. “Le cambiamos la función a la gente que está en el campo. El operador sigue estando, pero ahora con un rol distinto, potenciado por la tecnología”, destacó Federico.

La seguridad también se vio reforzada con herramientas de conectividad. PAE instaló antenas de Starlink en las camionetas del yacimiento, junto con el sistema Drixit, que detecta anomalías de salud y emite alertas si un trabajador permanece inmóvil durante más de cinco minutos.

“La idea no es controlar a la gente, sino darle herramientas para que pueda trabajar en el campo”, aclaró Federico. Con este modelo, los traslados se redujeron, lo que aliviana el tránsito en la Ruta 26 y disminuye riesgos.

En cuanto al impacto laboral, Federico fue contundente: “La tecnología viene a potenciar a las personas”. Los operarios de campo se transformaron en operadores remotos, mientras que drones y cámaras realizan las tareas rutinarias. Los trabajadores se concentran en funciones de mayor valor agregado y surgen nuevas especializaciones.

Un cambio cultural en la Cuenca

La reconversión laboral, resaltó Federico, requiere tanto aptitud como actitud. “Los operadores multifunción ejecutan tareas de valor agregado. Y aparecen nuevas especializadas. Las operaciones remotas toman una nueva magnitud. Lo que pasa con la gente es que hay que reconvertirse”, aseguró.

Para el ejecutivo, la innovación ya no es una opción, sino una necesidad. “Quizás muchos se sentían cómodos en un modelo tradicional, pero la generación que viene nace innovando. Es necesario innovar”, remarcó.

La experiencia del COR en Cerro Dragón, con fibra óptica, radioenlaces, drones, cámaras inteligentes y conectividad satelital, muestra cómo la transformación digital redefine el futuro de la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Era un sueño crear este centro. Hoy nos visitan colegas de la industria de todo el mundo para ver cómo lo hicimos. Y lo logramos con recursos locales”, concluyó Federico.

La reconversión de Cerro Dragón es una realidad: Chubut aprobó el acuerdo con PAE

Con 24 votos a favor, la Legislatura del Chubut aprobó la reconversión de Cerro Dragón como una concesión no convencional y abre un nuevo panorama para la Cuenca del Golfo San Jorge. El acuerdo había sido anunciado el 14 de abril en Trelew por parte del Gobierno del Chubut y Pan American Energy (PAE) y significaría avanzar en un plan piloto de shale gas.

La Cámara de Diputados contó con la presencia del gobernador de Chubut, Ignacio Torres, ministros y el secretario general del Sindicato de Camioneros de Chubut, Jorge Taboada, más trabajadores de Petroleros Jerárquicos de la Patagonia Austral.

Los diputados provinciales Juan Pais y Luis Juncos coincidieron en la defensa del acuerdo con Pan American Energy para la reconversión de Cerro Dragón en un yacimiento de explotación no convencional. Ambos destacaron que se trata de una herramienta clave para revitalizar la economía de Chubut.

Inversiones, producción y empleo

Juan Pais fue enfático al señalar que no se puede seguir apostando solo a la administración pública como salida laboral. “Hay lugares donde los jóvenes solo piensan en entrar al Estado. Esa mentalidad no genera desarrollo”, afirmó. Para él, el sector energético puede cambiar ese paradigma.

El legislador remarcó que si bien el acuerdo establece una inversión de hasta 230 millones de dólares y la perforación de cinco pozos, quienes conocen la industria saben que esa cifra se puede multiplicar significativamente. “Los compromisos se fijan, pero las inversiones reales siempre son mayores”, dijo.

Pais también defendió el rol de los diputados como representantes legítimos de la ciudadanía, y aseguró que no se puede demorar la toma de decisiones. “No podemos decirle a las familias sin trabajo que vamos a esperar por alternativas que quizás lleguen algún día”, manifestó.

Juncos, por su parte, recordó su experiencia como intendente de Rada Tilly durante la trágica inundación que afectó a la región en 2017. En ese contexto, Pan American Energy fue la única gran empresa que se puso a disposición para ayudar en la reconstrucción.

“No me voy a olvidar lo que hicieron por mi ciudad”, aseguró. Valoró el compromiso social de la compañía, que mantuvo el programa de becas y acompañó a pymes e instituciones locales en momentos críticos. “No son una empresa que solo viene a llevarse plata”, dijo.

Ambos legisladores coincidieron en que el acuerdo con PAE implica mucho más que números. Representa una oportunidad concreta de desarrollo, de generación de empleo genuino, de arraigo para las nuevas generaciones y de fortalecimiento institucional. Para ellos, no se trata de un simple contrato, sino de una apuesta estratégica.

La reconversión de Cerro Dragón es una realidad.

Una reconversión no convencional

Los legisladores defendieron el carácter no convencional del proyecto como una vía necesaria para mantener viva la producción en la cuenca del Golfo San Jorge. Según Juncos, decirle que sí al acuerdo es decirle que sí a la continuidad productiva y al sostenimiento del empleo.

Señaló que la provincia no puede darse el lujo de cerrar la puerta a las nuevas inversiones. “No podemos ser nosotros los que le neguemos esa posibilidad a Chubut”, afirmó. A su juicio, la explotación dual de Cerro Dragón permitirá una nueva vida para el yacimiento y sus trabajadores.

Pais expresó que, si no se toma una decisión firme para potenciar los hidrocarburos, la provincia no tiene futuro tal como está pensada hoy. “Tenemos que insistir, hacer todos los esfuerzos necesarios, generar una expectativa concreta”, expresó. Es clave, según él, evitar el éxodo juvenil.

Ambos defendieron que no se trata de un retroceso ni de una cesión de recursos. Por el contrario, ven el acuerdo como una política activa que busca equilibrar condiciones con otras regiones productivas, como Vaca Muerta, donde los proyectos de este tipo tienen impulso desde hace años.

El convenio contempla además una reversión futura del área a manos de Petrominera, lo que garantiza soberanía provincial sobre el recurso a largo plazo. “Tenemos que marcar el rumbo para los próximos 10, 20 o 30 años”, dijo Pais. Para Juncos, ese rumbo comienza ahora.

Juncos también destacó que los tributos derivados de la nueva actividad no convencional —con una alícuota del 9%— no significan pérdida fiscal. “Se está generando una nueva regalía, donde antes no había nada”, explicó. Esos ingresos, afirmó, se van a derramar en cada pueblo de la provincia.

Un acuerdo con impacto social y mirada a largo plazo

Más allá de los pozos, las inversiones y los bonos, tanto Pais como Juncos valoraron el impacto social y económico que el convenio tendrá en Chubut. Señalaron que las oportunidades generadas alcanzarán no solo a la cuenca, sino a toda la provincia.

Juncos subrayó que mantener programas como las becas para estudiantes y el acompañamiento a las pymes es clave para construir comunidad. “Esto también es desarrollo: que los jóvenes puedan estudiar, trabajar y crecer sin tener que irse”, expresó. Para él, el derrame de beneficios será tangible.

Pais también insistió en que se trata de una política pública con visión. “No hay crecimiento sin riesgo ni desarrollo sin decisiones”, señaló. Y agregó que lo importante es abrir un horizonte para que Chubut sea, una vez más, una tierra de oportunidades y no de éxodo.

Ambos coincidieron en que, con este acuerdo, Chubut da un primer paso serio hacia un nuevo modelo productivo. “Ojalá sea el primero de muchos”, dijo Pais. Para Juncos, este convenio puede marcar el comienzo de una nueva etapa donde la provincia vuelva a ser protagonista.

“No podemos seguir esperando a que el futuro nos alcance”, concluyó Juncos. “Tenemos que salir a buscarlo con decisiones valientes, con compromiso y con una mirada puesta en el bienestar de todos los chubutenses”.

Cerro Dragón será no convencional: PAE invertirá USD 250 millones en shale gas

Pan American Energy (PAE) informó a la provincia de Chubut que comprobó la existencia de shale gas en Cerro Dragón, el mítico bloque de la Cuenca Golfo San Jorge. En base al resultado de los estudios geológicos obtenidos, el Ejecutivo autorizó la solicitud de la operadora para la reconversión del área de Cerro Dragón en una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos.

La solicitud de PAE para la reconversión del área se fundamenta en un compromiso de inversión cercano a los 250 millones de dólares para ejecutar un plan piloto en el Golfo San Jorge. La nueva producción de shale Gas resultante permitirá trazar un nuevo horizonte de inversiones en la provincia.

Chubut da un paso clave hacia el futuro de la producción hidrocarburífera. A partir de estudios geológicos, una inversión inicial de más de 30 millones de dólares y una inversión proyectada total cercana a los 250 millones de dólares para PAE confirmó la presencia de shale gas en Cerro Dragón, perforando el primer pozo horizontal multifracturado de la cuenca.

Hoy, este hito marca el inicio de una nueva agenda productiva. Se reconvierte Cerro Dragón en una concesión no convencional, con un horizonte de 35 años más viguesa adicionales, abriendo nuevas oportunidades para contrarrestar el declino natural de las áreas maduras.

El impacto de Cerro Dragón

Un ambicioso plan piloto de cinco pozos, con más de 3.500 metros de profundidad, da inicio a una nueva etapa en la cuenca del Golfo San Jorge. La inversión proyectada dinamizará la actividad, multiplicará los ingresos provinciales y permitirá una mayor producción con tecnologías de última generación. A través de becas, programas para pymes, formación profesional y empleo local, la inversión se transforma en desarrollo concreto para la provincia y abre camino a nuevas oportunidades.

“Para nosotros, Cerro Dragón es más que un yacimiento, es el lugar donde comenzó todo. Es nuestra casa”, afirmó Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, durante el anuncio oficial. La decisión marca un giro clave en la estrategia de la empresa, que busca revitalizar un activo maduro mediante tecnología de última generación aplicada al desarrollo no convencional.

El proyecto comenzó con una revisión exhaustiva de datos sísmicos y pozos existentes, liderada por geólogos e ingenieros de PAE. El objetivo era evaluar con precisión las características del subsuelo de la formación D-129, una capa de shale con potencial para producción no convencional.

Tras confirmar la viabilidad del recurso, PAE perforó un pozo horizontal de 1.500 metros y ejecutó 25 etapas de fractura hidráulica para estimular la producción. “Queríamos entender las propiedades geofísicas, la presión y el contenido orgánico del shale. Hoy podemos decir que logramos muchos de esos objetivos”, explicó Bulgheroni.

Una inversión estratégica

El plan contempla la perforación de cuatro pozos adicionales dentro de un piloto que busca evaluar la productividad a escala. Si los resultados son positivos, Cerro Dragón podría convertirse en un nuevo polo de desarrollo no convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge, tradicionalmente asociada a la producción convencional.

“Vamos a tener que aprender a fracturar mejor, a encontrar ‘el agujero al mate’, como decimos nosotros, pero lo vamos a hacer”, aseguró el CEO, destacando la experiencia acumulada por la compañía en otras regiones productivas.
Apoyo institucional y compromiso con Chubut

Bulgheroni agradeció especialmente al Gobierno de Chubut por el trabajo conjunto que permitió avanzar en esta etapa inicial. “Han hecho un trabajo fantástico. Le vamos a dar nueva vida a un yacimiento que ya tiene 70 años. Vamos a seguir invirtiendo acá porque es donde crecimos”, afirmó.

Con esta reconversión, PAE busca consolidar su liderazgo energético en la Argentina, combinando historia, innovación y compromiso territorial en un proyecto que podría marcar un antes y un después en la provincia.

Los bloques convencionales que compiten con los arietes de Vaca Muerta

El 2024 significó alcanzar nuevas metas en materia hidrocarburífera. Vaca Muerta no solo impulsó la producción nacional, sino que permitió compensar el declino de los bloques convencionales. El shale posee 8 de las 10 áreas más productivas del país, pero hay dos campos de la Cuenca del Golfo San Jorge que dan lucha al potencial del no convencional.

Los datos de la Secretaría de Energía de la Nación analizados por eolomedia demuestran que el bloque más productivo del país es Loma Campana. El campo explotado por YPF y que marcó el inicio de la aventura de Vaca Muerta en el país logró una producción de 82.348 barriles diarios (bbl/d), representando el 11,77% del total nacional.

El segundo bloque más productivo es Cerro Dragón. La mítica área operada por Pan American Energy (PAE) en Chubut logró una producción de 67.574 bbl/d, lo que equivale al 9,66% del total nacional.

El tercer puesto lo ocupa otro tanque de YPF: La Amarga Chica. El bloque estableció una producción de 65.097 bbl/d, lo que representa el 9,31% del total.

Uno de los cambios más significativos en la lista es el ascenso de Bajada del Palo Oeste, operado por Vista Energy, que se posiciona en el cuarto lugar con 49.386 bbl/d, subiendo una posición con respecto a 2023. En contraste, Bandurria Sur, operado por YPF, descendió un puesto, ubicándose en la quinta posición con 47.211 bbl/d.

Un escalón más abajo aparece otra figura del convencional. Manantiales Berh estableció una producción 23.783 bbl/d gracias a la implementación de recuperación terciaria. El proyecto ubicado en la Cuenca del Golfo San Jorge es un faro en la implementación de polímeros y podría marcar el camino del futuro del convencional.

Una supermajors que se anota en el Top 10 es Shell. La compañía anglo-holandesa acumuló 14.695 bbl/d en su nave insignia Cruz de Lorena.

Otro caso destacado es el La Calera, operado por Pluspetrol, que escaló 14 posiciones para ubicarse en el octavo lugar con 14.221 bbl/d.

En el noveno y décimo lugar se encuentran Lindero Atravesado (Pan American Energy) y Chachahuen Sur (YPF), con producciones de 11.940 y 11.407 bb/d, respectivamente.