Cuenca del Golfo San Jorge archivos

23 julio, 2026

Liminar Energía S.A se consolida como principal accionista de Crown Point

Crown Point Energía S.A. anunció a la Comisión Nacional de Valores (CNV) una modificación en la composición accionaria de su controlante, Crown Point Energy S.A: la empresa argentina Liminar Energía SA pasó a detentar el 91,04% del capital accionario, en tanto que el 8,96% restante corresponde a accionistas que operan en la bolsa de Toronto Stock Exchange Venture.

En línea con los planes de inversión previstos y la apuesta por la expansión local, Liminar Energía SA, compañía liderada por Pablo Peralta, uno de los principales accionistas del Grupo ST y de Prestige Auto (Mercedes-Benz Argentina), ejerció casi la totalidad (99,28%) de una oferta para comprar nuevas acciones ordinarias de Crown Point Energy Inc. El resultado obtenido lo posiciona como principal accionista de la empresa que controla a Crown Point Energía en Argentina.

Desde la compañía detallan que la operación permitió a Crown Point Energía S.A. recaudar 30 millones de dólares que utilizó para cancelar un préstamo otorgado por Liminar a fines de 2025 para financiar parte de la compra de las concesiones El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga, en la Cuenca del Golfo San Jorge, a unos 40 kilómetros al oeste de Comodoro Rivadavia.

Crown Point Energía actualmente opera en tres de las cuencas productoras más grandes del país: la Austral, la Neuquina y la del Golfo San Jorge.

Se reactiva El Tordillo

Tal como viene informando eolomedia, Crown Point comenzó a reactivar El Tordillo con la activación de un pulling y un workover. Asimismo, el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut destacó que la compañía se comprometió a subir un perforador el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Cronw Point tiene un compromiso con el sindicato de sacar un perforador en este segundo semestre, que va a tener una campaña importante de pozos. Por lo tanto, el compromiso está para que salga el perforador”, afirmó Jorge Ávila, secretario general del gremio de petroleros convencionales.

23 julio, 2026

Santa Cruz apuesta los pozos horizontales multilaterales para reactivar un yacimiento que lleva más de 20 años inactivo

Durante más de dos décadas, el área Sur Río Deseado Este permaneció prácticamente fuera del radar de la industria petrolera. El crudo estaba allí, pero las condiciones técnicas y económicas impedían desarrollar un proyecto rentable. Ahora, Santa Cruz apuesta a revertir ese escenario con una tecnología que todavía no tiene antecedentes de aplicación en la Argentina.

La primera señal llegó este miércoles con la apertura del Sobre “A” de la Licitación Pública Nacional e Internacional N° 02/ENERMIN/2026, correspondiente al bloque ubicado en la Cuenca del Golfo San Jorge. En esta etapa se presentó un único oferente, Alianza Petrolera S.A., cuya documentación administrativa será evaluada antes de avanzar hacia la apertura de la propuesta económica.

Más allá del proceso administrativo, la atención de funcionarios y empresas estuvo puesta en otro aspecto. Si el proyecto avanza, marcará el desembarco en el país de una técnica utilizada con éxito en la provincia canadiense de Alberta, diseñada para producir crudos viscosos que hasta ahora no podían explotarse de manera rentable.

Una tecnología para cambiar la historia de los yacimientos maduros

El ministro de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, sostuvo que la provincia busca recuperar áreas que permanecieron inactivas durante años y que hoy vuelven a despertar interés gracias a la evolución tecnológica aplicada a la industria petrolera.

“Cuando en su momento se intentó poner a producir este yacimiento con las tecnologías disponibles, el proyecto no resultó económicamente viable. Hoy contamos con nuevas técnicas que nos permiten pensar en su desarrollo y en la recuperación de un área con gran potencial”.

La iniciativa forma parte de la estrategia impulsada por el gobernador Claudio Vidal, que busca devolver actividad a áreas maduras, atraer inversiones privadas y recuperar empleo en una provincia donde el petróleo convencional atraviesa un proceso de transformación luego de la salida de YPF de varios activos históricos.

El modelo canadiense que busca desembarcar en Argentina

La propuesta presentada por Alianza Petrolera incorpora un sistema de perforaciones horizontales con ramas multilaterales, una metodología que permitió extender la vida productiva de numerosos yacimientos maduros en Canadá. La diferencia con los métodos tradicionales radica en que aumenta significativamente el contacto del pozo con la formación productiva.

Álvarez explicó que la intención no es solamente incorporar una nueva herramienta de perforación. El proyecto también contempla adaptar equipos existentes en Santa Cruz y capacitar trabajadores locales para que esa experiencia permanezca en la provincia una vez finalizada la etapa inicial del desarrollo.

“Esperamos que el primer equipo y el personal capacitado sean santacruceños. Esto también abre una oportunidad para que nuestros trabajadores puedan llevar ese conocimiento a otras provincias donde existan yacimientos con características similares”.

La incorporación de especialistas provenientes de Canadá aparece como uno de los ejes del proyecto. La idea es que esos profesionales transfieran conocimientos sobre una técnica que todavía no se utiliza en Argentina y acompañen la formación de operarios, perforadores y técnicos santacruceños antes del inicio de las primeras perforaciones.

Una inversión que puede convertirse en un caso testigo

La iniciativa privada fue presentada por Alianza Petrolera S.A. junto a la canadiense Surcana Energy, una compañía especializada en este tipo de desarrollos. El proyecto apunta a comprobar si la experiencia acumulada en Alberta puede replicarse en la Cuenca del Golfo San Jorge, donde existen numerosos yacimientos maduros con características similares.

“Hemos identificado una oportunidad basada en experiencias con gran éxito en Canadá y es lo que queremos replicar justamente acá”, aseguró el vicepresidente de Alianza Petrolera, Pedro Martínez Cereijo, al explicar el origen de la propuesta. “Puede ser un cambio de paradigma en la forma de explotar y extraer este tipo de crudo en la Cuenca del Golfo”.

El ejecutivo explicó que, una vez concluido el proceso licitatorio y concretada la adjudicación, comenzará una etapa de reinterpretación sísmica, análisis de laboratorio y estudios geológicos para definir la ubicación del primer pozo exploratorio. Si el cronograma avanza según lo previsto, la perforación comenzaría durante el primer semestre de 2027.

El desafío de volver rentable un recurso conocido

La inversión inicial rondará los US$ 10 millones e incluirá la perforación de dos pozos exploratorios junto con todos los estudios asociados. El primero demandará una inversión cercana a US$ 3,5 millones, un costo superior al habitual debido al aprendizaje que implica introducir una técnica inédita para la industria petrolera argentina.

Martínez Cereijo aclaró que el proyecto no contempla fractura hidráulica. La propuesta se basa en una nueva forma de perforar y producir petróleo convencional mediante ramas multilaterales, una metodología desarrollada en Canadá hace aproximadamente una década para aumentar la productividad de reservorios maduros sin modificar las características del yacimiento.

“Esto no es no convencional, acá no hay fractura. Es diferente la forma en la cual se perfora y se explota. Surgió en Canadá hace diez años y todavía son pocos los lugares del mundo donde se utiliza”, explicó el directivo de Alianza Petrolera.

Una apuesta que también involucra a proveedores y trabajadores

Desde CAPPEMA, la cámara que reúne a proveedores de los sectores energético, minero y ambiental de Santa Cruz, destacaron que el proyecto puede generar nuevas oportunidades para empresas locales, tanto durante la etapa exploratoria como en un eventual desarrollo comercial del área.

La presidenta de la entidad, Carina Mendoza, sostuvo que la incorporación de nuevas inversiones repercute sobre toda la cadena de valor de la industria. Además del movimiento que genera para contratistas y prestadores de servicios, consideró que también impulsa el empleo, el comercio y la capacitación de trabajadores especializados dentro de la provincia.

“Cualquier desarrollo que se lleve adelante beneficia a toda la comunidad. Impacta en las empresas, en los comercios, en los trabajadores y en toda la economía regional”, afirmó Mendoza al referirse al potencial del proyecto para Santa Cruz.

Mientras la Comisión de Pre-adjudicación analiza la documentación presentada por Alianza Petrolera, el Sobre “B”, que contiene la propuesta económica, permanecerá cerrado hasta la siguiente etapa del proceso. Si la iniciativa supera esa instancia y los resultados de la exploración acompañan las expectativas, Sur Río Deseado Este podría convertirse en el primer campo argentino en aplicar esta tecnología y abrir el camino para recuperar otros yacimientos maduros de la Cuenca del Golfo San Jorge.

17 julio, 2026

En dos semanas, Burgwardt y Expro anunciaron su salida de Chubut

La crisis de las empresas de servicios petroleros en la Cuenca del Golfo San Jorge sumó un nuevo capítulo. Apenas dos semanas después de que Expro comunicara que dejará de operar en la región, Burgwardt notificó oficialmente que también abandonará Comodoro Rivadavia.

En diálogo con La Voz del Sindicato, el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, Jorge Ávila, confirmó que ambas situaciones ya están siendo abordadas por el gremio. Mientras Burgwardt pone en riesgo alrededor de 125 puestos de trabajo, Expro dejará otros 28 trabajadores que deberán ser reubicados si se quiere evitar un nuevo golpe sobre la actividad.

“La semana que viene va a ser difícil, pero estamos trabajando para llevarle tranquilidad a la gente. Vamos a garantizar que los retiros se hagan como corresponde y vamos a hacer todo lo posible para sostener la continuidad laboral”, afirmó Ávila.

Dos salidas en menos de dos semanas

La salida de Burgwardt abrió una negociación para definir indemnizaciones y buscar alternativas laborales para quienes queden desafectados. El dirigente gremial manifestó que la empresa notificó que no pretendía continuar con su contrato y el gremio comenzó inmediatamente a intervenir para ordenar el proceso.

En este marco, Ávila insistió en que el sindicato no impedirá que una empresa abandone un contrato si considera que ya no puede sostenerlo. Sin embargo, aclaró que la prioridad pasa por defender a los trabajadores y evitar que la crisis termine trasladándose directamente al empleo.

“Nosotros no le impedimos a una empresa que se vaya. Lo que hacemos es trabajar para que la gente pueda seguir teniendo trabajo. Siempre pusimos el hombro cuando una empresa dejó la Cuenca y esta vez vamos a hacer lo mismo”, señaló.

El dirigente explicó que el escenario se volvió todavía más complejo con la confirmación de la salida de Expro, que llegó mientras el sindicato aún intenta resolver la situación de Burgwardt. Para el gremio, la sucesión de retiros refleja el deterioro que atraviesa el sector de servicios petroleros en la región.

La Cuenca pierde empresas y se achican las alternativas

Ávila recordó que el proceso no comenzó ahora. En los últimos años también dejaron la Cuenca del Golfo San Jorge compañías como Halliburton, Weatherford y Calfrac, una tendencia que fue reduciendo la cantidad de empresas disponibles para absorber personal cuando alguna contratista decide retirarse.

Según explicó, esa pérdida de actores termina afectando directamente las posibilidades de sostener el empleo. Cada empresa que deja la región implica menos alternativas para reubicar trabajadores y una mayor competencia por los pocos contratos que siguen activos.

“Hoy tenemos, no sé si llegamos a diez empresas de operaciones especiales en la Cuenca. Si seguimos perdiendo empresas, lo único que hacemos es rifar quién se va y quién se queda”, advirtió el secretario general.

El dirigente sostuvo que la preocupación es todavía mayor porque la mayor parte de los trabajadores afectados pertenece a sectores que difícilmente sean absorbidos por otras compañías. Personal de limpieza, seguridad, administración y bases operativas aparece entre los grupos con menos posibilidades de conseguir una reubicación inmediata.

El desafío inmediato pasa por evitar nuevos despidos

En el caso de Burgwardt, el sindicato trabaja sobre un esquema que contempla retiros para los empleados con mayor antigüedad y reubicaciones para los trabajadores más jóvenes. Ávila considera que una indemnización puede representar una salida razonable para quienes están próximos a jubilarse, pero no para quienes recién comenzaron su carrera en la actividad.

Al mismo tiempo, el gremio abrió una negociación para encontrar alternativas para el personal de Expro, aunque reconoció que el margen de maniobra es cada vez más reducido por la escasez de empresas que permanecen operando en la Cuenca.

“Expro ya notificó que se va. Ahí hay 28 personas para sacar. Si nosotros no tenemos cómo ubicar esos 28 compañeros, ya empezamos a perder trabajadores”, alertó Ávila.

El dirigente también vinculó la decisión de varias contratistas con el deterioro de las condiciones económicas de los contratos y explicó que muchas empresas enfrentan licitaciones con tarifas más bajas y sin adicionales que antes permitían sostener la estructura operativa.

12 julio, 2026

Petroleros quiere que la CEOPE abandone Chubut

La crisis petrolera en Chubut ya no golpea únicamente a la perforación o la producción. Ahora el foco está puesto en las operaciones especiales, un segmento que perdió a buena parte de sus principales compañías y que atraviesa un proceso de achicamiento que, según el Sindicato de Petroleros Privados, amenaza con dejar sin trabajo a decenas de operarios.

En ese escenario, el secretario general del gremio, Jorge Ávila, sostuvo que la CEOPE dejó de representar una salida para la Cuenca del Golfo San Jorge y afirmó que prefiere que los servicios pasen directamente a manos de las operadoras.

“Nosotros lo que podemos es que la CEOPE se vaya. No me interesa tenerla en una situación tan difícil. Prefiero que lo hagan las operadoras. Prefiero que lo haga Pan American, CAPSA o PECOM“, afirmó Ávila en diálogo con La Voz del Sindicato.

Menos empresas y más incertidumbre

El dirigente sindical describió un escenario que viene deteriorándose desde hace varios años y recordó la salida de Halliburton, Weatherford y Calfrac, mientras que ahora se suma la decisión de Expro de abandonar Comodoro Rivadavia. Para el gremio, cada empresa que deja la Cuenca reduce aún más las posibilidades de sostener el empleo.

“Hoy tenemos, no sé si llegamos a 10 empresas de operaciones especiales en la Cuenca. Si seguimos perdiendo empresas, lo único que hacemos es rifar quién se va y quién se queda”, sostuvo Ávila al describir la situación que atraviesa uno de los sectores más castigados de la industria.

Además, el secretario general reveló que Expro ya notificó oficialmente su salida y que esa decisión deja un nuevo frente abierto para el sindicato, que ahora busca reubicar a los trabajadores afectados antes de que se pierdan puestos laborales.

“Expro ya notificó que se va. Ahí hay 28 personas para sacar. Si nosotros no tenemos cómo ubicar esos 28 compañeros, ya empezamos a perder trabajadores”, aseveró.

La discusión por el modelo de trabajo

Para Ávila, la crisis también obliga a revisar un esquema laboral que durante años funcionó con elevados niveles de horas extras, adicionales y francos acumulados, pero que hoy, con una actividad mucho menor, dejó de ser sostenible para muchas empresas.

El dirigente recordó que hubo compañías donde los trabajadores llegaron a acumular hasta cinco años de vacaciones sin tomar y que los traslados terminaban generando jornadas con adicionales del 140%, 160% o hasta el 180%. A su entender, esa realidad ya no puede repetirse.

“No podemos seguir sosteniendo una actividad que genera sueldos altos para unos y bajos para otros. Hay que demostrar que eso terminó y que tenemos que encontrar un camino que nos sirva a todos”, consideró.

Ávila insistió en que la prioridad dejó de ser mantener esquemas salariales extraordinarios y pasó a ser la preservación del empleo y explicó que la caída de la perforación redujo drásticamente la demanda de servicios especiales y muchas bases operativas prácticamente dejaron de trabajar.

Operadoras en lugar de empresas de servicios

El sindicalista planteó que las propias operadoras podrían asumir las tareas que actualmente realizan las compañías de operaciones especiales. Desde su mirada, ese camino permitiría evitar nuevas quiebras y abrir una negociación distinta para sostener los puestos de trabajo.

“Las empresas de operaciones especiales están dejando el servicio y las que quieren hacerlo son las propias operadoras. Entonces no van a quedar empresas de operaciones especiales. ¿Con quién vamos a discutir después?”, se preguntó.

Ávila fue todavía más allá y aseguró que, si las empresas continúan funcionando bajo los costos actuales, muchas no podrán sobrevivir. En ese caso, advirtió, el conflicto dejará de ser salarial para convertirse directamente en un problema de pérdida de empleo.

“Si seguimos así vamos a fundir todas las empresas. Y los que se van a quedar sin trabajo son los trabajadores. Hoy la prioridad es defender lo que tenemos.”

La tecnología también cambió la industria

Otro de los cambios que mencionó el dirigente tiene que ver con la incorporación de nuevas tecnologías en los equipos petroleros. Según explicó, muchas tareas que antes requerían un importante esfuerzo físico hoy se realizan mediante sistemas mecanizados, modificando la organización del trabajo.

Ese proceso, indicó, también cambió el perfil de quienes ingresan a la actividad. Incluso recordó que, durante la reubicación del personal de Calfrac, varias mujeres fueron incorporadas a equipos donde años atrás era impensado desempeñarse.

“Hoy el trabajo cambió. Antes había que poner el hombro durante doce horas. Ahora la actividad se maneja con grúas y con otra tecnología. Eso hizo que muchas tareas sean distintas.”

Ávila señaló que el sindicato tuvo que gestionar nuevas oportunidades laborales para trabajadores que provenían de operaciones especiales y terminaron desempeñándose en equipos de workover o pulling, muchas veces en funciones completamente diferentes a las que realizaban anteriormente.

Una negociación que recién empieza

Para el gremio, el desafío inmediato pasa por evitar que la crisis continúe expulsando empresas de la Cuenca. La preocupación ya no está solamente en las compañías que cerraron, sino también en aquellas que sobreviven con contratos de corto plazo o con dificultades para afrontar sus costos operativos.

“Hay empresas que ya están changueando, que consiguieron un contrato por un mes y ni siquiera tienen plata para pagarlo. Nosotros tenemos que ver cómo defendemos la cantidad de trabajadores que todavía quedan dentro de la industria”, sostuvo Ávila.

15 junio, 2026

Restinga Alí volvió a crecer: la producción aumentó 50% tras la salida de YPF

La recuperación de Restinga Alí comenzó a mostrar resultados concretos luego de la operación transitoria impulsada por Petrominera Chubut y COPESA. Autoridades provinciales, representantes sindicales y directivos de la compañía recorrieron el área para evaluar los avances alcanzados desde que YPF decidió abandonar la concesión por considerarla económicamente inviable.

La visita fue encabezada por el presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar, junto a integrantes del directorio, el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila, el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce, y el director ejecutivo de COPESA, Leonardo Pichintiniz.

Durante la recorrida, los participantes coincidieron en destacar la recuperación productiva del área y el sostenimiento de las fuentes laborales. Además, subrayaron que el esquema implementado logró revertir el deterioro operativo que atravesaba el yacimiento tras varios años de postergación de inversiones.

Las obras que permitieron recuperar la producción

La estrategia aplicada en Restinga Alí se centró en la recuperación de pozos y la mejora de la infraestructura de superficie. Para ello se utilizaron equipos de pulling y workover, además de intervenciones específicas destinadas a reactivar perforaciones que permanecían inactivas desde hacía años.

Las tareas también incluyeron trabajos sobre instalaciones clave para la operación diaria. Entre ellas se destacaron la adecuación de la planta de tratamiento de crudo, mejoras en los ductos principales y el reemplazo integral del calentador utilizado en el proceso productivo.

Los resultados comenzaron a reflejarse en los niveles de extracción. La producción pasó de 34 metros cúbicos diarios de petróleo a un promedio de 51 metros cúbicos por día, lo que representa un incremento cercano al 50% respecto de los registros observados a finales del año pasado.

En defensa de los puestos de trabajo

En este marco, Jorge Ávila aseguró que la prioridad fue evitar el cierre definitivo del área y preservar las fuentes laborales cuando YPF decidió retirarse de la concesión.

“Cuando YPF decidió irse y dejar el área porque decía que ya no era económica, nosotros nos plantamos para cuidar a la gente. Nos pusimos a trabajar junto a Petrominera en una operación de emergencia para mantener el yacimiento vivo y asegurar que ningún trabajador se quedara en la calle”, afirmó.

El dirigente sindical también destacó el impacto que tuvieron las obras ejecutadas durante los últimos meses para recuperar la capacidad productiva del yacimiento y revertir el deterioro acumulado en la infraestructura.

“Los resultados están a la vista. Se hicieron trabajos de limpieza profundos en los pozos principales y se cambió por completo el calentador de la planta de procesamiento. Gracias a esa inversión pasamos de producir 34 metros cúbicos diarios a rozar los 51 metros cúbicos en la actualidad”, sostuvo.

La mirada puesta en una licitación de largo plazo

Según explicaron las autoridades, la recuperación operativa modificó las perspectivas sobre el futuro de Restinga Alí. Los nuevos niveles de producción son considerados una señal de que los campos maduros de la Cuenca del Golfo San Jorge pueden seguir siendo viables cuando reciben inversiones y un manejo adecuado.

En ese marco, Petrominera Chubut trabaja en la elaboración de un pliego para una licitación de largo plazo. El objetivo será atraer nuevos operadores mediante condiciones que contemplen la complejidad técnica y los mayores costos asociados a la explotación de un yacimiento costero maduro.

Ávila consideró que el desafío pasa ahora por consolidar ese proceso mediante un esquema que garantice inversiones sostenidas. “Estamos usando sistemas de pistoneo para recuperar petróleo de pozos que permanecían abandonados. El próximo paso es una licitación que reconozca las características particulares del área y permita generar nuevas oportunidades para Comodoro Rivadavia”, señaló.

12 junio, 2026

Chubut espera inversiones por más de U$S 880 millones: Cerro Dragón concentra el grueso del capital

Chubut comienza a dejar atrás el cimbronazo de la reconfiguración de su matriz petrolera. Los bloques que pusieron en venta YPF y Tecpetrol ya cuentan con nuevos operadores y la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge se prepara para una nueva etapa.

Según los planes presentados ante la Secretaría de Energía de la Nación y analizados por eolomedia, las compañías comprometieron desembolsos que superan los 880 millones de dólares para este 2026. La mayor parte de los fondos estará destinada a sostener y desarrollar la producción en áreas maduras de la región.

El ranking continúa encabezado por Pan American Energy (PAE), que proyecta invertir U$S 553,12 millones entre actividades de exploración y explotación. Sin embargo, el segundo lugar queda ahora para PECOM, que suma inversiones por U$S 177,42 millones al incorporar los U$S 110 millones previstos para Manantiales Behr.

Más atrás aparecen Compañías Asociadas Petroleras (CAPSA) y CAPEX, consideradas como un mismo grupo para este análisis, con inversiones proyectadas por U$S 100,84 millones. El cuarto lugar corresponde a Crown Point Energía, con un programa de desembolsos por U$S 49,97 millones.

Cerro Dragón sigue concentrando la mayor apuesta

La principal inversión individual continúa siendo la prevista por PAE para Anticlinal Grande-Cerro Dragón, donde la compañía proyecta desembolsar U$S 499,59 millones. El mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge es uno de los diez bloques más productivos del país y concentra una parte sustancial de la producción petrolera de Chubut.

La empresa también contempla inversiones por U$S 48,65 millones en otros bloques. En Cerro Tortuga-Las Flores prevé invertir U$S 28,18 millones en explotación y U$S 20,47 millones en exploración continuando con su plan no convencional, mientras que en Chulengo destinará U$S 4,33 millones y en Anticlinal Funes otros U$S 540 mil.

La magnitud de los desembolsos refleja el peso que mantiene Cerro Dragón dentro de la estrategia de desarrollo de la compañía y dentro de la estructura productiva de la Cuenca del Golfo San Jorge, que sigue siendo uno de los principales polos petroleros del país.

PECOM apuesta fuerte por Manantiales Behr

La incorporación de Manantiales Behr a la cartera de PECOM cambia el mapa de Chubut. La compañía del Grupo Pérez Companc prevé destinar U$S 110 millones a uno de los tanques del convencional, una cifra que la posiciona como la segunda operadora con mayor nivel de desembolsos previstos para 2026.

A ese monto se suman los U$S 67,42 millones declarados ante la Secretaría de Energía para las áreas que actualmente opera en la provincia. Dentro de ese esquema, Campamento Central-Cañadón Perdido concentra inversiones por U$S 55,36 millones, mientras que Escalante-El Trébol recibirá otros U$S 12,06 millones.

La estrategia de la compañía apunta a fortalecer su presencia en algunos de los principales activos maduros de Chubut, en un contexto en el que las operadoras buscan sostener niveles de producción mediante programas de desarrollo, optimización operativa y recuperación secundaria.

CAPSA-CAPEX y Crown Point completan el cuadro de Chubut

Tomadas en conjunto, CAPSA y CAPEX proyectan inversiones por U$S 100,84 millones. El principal destino de esos recursos será el área Diadema, donde se prevén desembolsos por U$S 74,10 millones para actividades de explotación. El bloque es uno de los símbolos de la recuperación terciaria.

Por su parte, CAPEX invertirá U$S 17,40 millones en Pampa del Castillo-La Guitarra y otros U$S 4,65 millones en Bella Vista Oeste. También figuran partidas para Km 20, con U$S 3,90 millones, además de inversiones menores en Sindicato, Mina Reserva y Solano.

En tanto, Crown Point informó inversiones por U$S 49,97 millones, distribuidas entre El Tordillo, que recibirá U$S 33,07 millones, lo que marcará la activación de un perforador luego de tres años. Además, Puesto Quiroga recibirá U$S 16,90 millones. A ellas se suma Colhué Huapi S.A., que proyecta destinar U$S 500 mil al área Estancia La Escondida, completando un panorama que busca llevar un poco de previsibilidad para Chubut.

31 mayo, 2026

Santa Cruz espera nuevas inversiones petroleras

La actividad en los yacimientos de Santa Cruz comenzó a mostrar movimientos vinculados a los acuerdos alcanzados entre la provincia, YPF y distintas compañías petroleras que operan en el territorio. La incorporación de equipos para el abandono de pozos, la remediación ambiental y nuevos compromisos de inversión aparecen como algunos de los primeros resultados de las negociaciones desarrolladas durante los últimos meses.

De acuerdo con información oficial, ya comenzaron a desplegarse equipos destinados a intervenir sobre pozos que quedaron inactivos tras la salida de YPF de las áreas convencionales de la provincia. En paralelo, otras operadoras avanzan con programas de perforación que prevén aumentar la actividad durante este año.

En ese contexto, el gobernador Claudio Vidal afirmó que el movimiento registrado en la zona norte provincial ya genera expectativas dentro del sector petrolero y entre empresas vinculadas a la actividad.

“Esto genera un alivio muy pero muy importante para los compañeros petroleros”, sostuvo Vidal al referirse a las tareas que comenzaron a desarrollarse luego del acuerdo alcanzado con YPF para su retiro de los yacimientos convencionales.

Avanza el abandono de más de 1.200 pozos

Uno de los aspectos centrales del acuerdo con YPF está relacionado con el proceso de abandono de pozos y la posterior remediación ambiental. Según informó el Gobierno provincial, durante mayo comenzaron a incorporarse distintos equipos para ejecutar esas tareas en áreas que anteriormente eran operadas por la compañía.

El esquema contempla la participación de seis equipos especializados. Entre ellos se encuentran unidades de workover, flushby, wireline y pulling, que tendrán a su cargo la intervención sobre un total de 1.204 pozos distribuidos en diferentes yacimientos.

A estas tareas se suman cuadrillas específicas destinadas a la remediación ambiental, que deberán trabajar sobre locaciones afectadas por años de actividad hidrocarburífera.

“Esto genera un alivio muy importante no solamente para los trabajadores petroleros de base y jerárquicos, sino también para los trabajadores del transporte, de la construcción, para las pymes y para quienes prestan servicios en los yacimientos”, señaló Vidal.

El mandatario sostuvo además que la transición derivada de la salida de YPF requería acuerdos que permitieran sostener la actividad y establecer responsabilidades respecto de las áreas abandonadas.

“Era algo que se necesitaba y que se tenía que concretar”, expresó en referencia a las negociaciones desarrolladas durante los últimos meses.

El relevamiento de pasivos ambientales

Otro de los procesos actualmente en marcha está vinculado al inventario de pasivos ambientales que la petrolera estatal debe presentar ante las autoridades provinciales. El informe permitirá determinar el alcance de las tareas de saneamiento que deberán ejecutarse en las áreas afectadas.

Según explicó Vidal, una vez entregada la documentación, los organismos técnicos provinciales deberán verificar la información y evaluar si los datos cumplen con las exigencias establecidas por la normativa vigente.

“YPF está realizando un inventario de los pasivos ambientales y en los próximos días tendría que estar terminando este informe para presentarlo a la provincia”, indicó.

La elaboración de ese relevamiento es considerada un paso clave para definir los trabajos posteriores de recuperación ambiental y las inversiones asociadas a ese proceso.

Durante sus declaraciones, Vidal también pidió prudencia en torno a la difusión de información relacionada con los pasivos ambientales y los procedimientos técnicos que aún se encuentran en desarrollo.

“Esto también va a generar trabajo en toda el área de remediación ambiental. Va a impulsar fuertemente la economía de la provincia y el movimiento de la zona norte de Santa Cruz”, afirmó.

Regalías, equipos e inversiones comprometidas

En paralelo, la provincia avanza en la implementación de un acuerdo firmado con 14 compañías petroleras que contempla una reducción del 3% en las regalías hidrocarburíferas bajo determinadas condiciones operativas.

De acuerdo con lo informado oficialmente, el beneficio se aplica únicamente cuando los equipos comprometidos por las empresas ya se encuentran trabajando efectivamente en los yacimientos.

“Esta quita de regalías se hace efectiva una vez que los equipos están trabajando en el yacimiento”, aclaró Vidal.

Según precisó el mandatario, tres equipos comenzaron a operar durante mayo y se espera que los restantes sean incorporados antes de fines de julio. El programa prevé alcanzar un total de ocho equipos asociados a este esquema de incentivos.

A la vez, distintas operadoras privadas asumieron compromisos de inversión orientados a incrementar la actividad en la provincia. Entre ellas aparecen Crown Point Energy, Quintana Energy y CGC, con programas de perforación previstos para los próximos meses.

En el caso de Crown Point y Quintana, los compromisos incluyen la perforación de seis pozos durante este año. Por su parte, CGC proyecta desarrollar un programa de 31 pozos e incorporar un equipo de perforación que permanecerá operando de manera permanente en territorio santacruceño.

“Todo esto claramente ayuda, alivia al sector y permite un incremento importante de regalías petroleras”, manifestó Vidal.

Expectativas por el impacto en el empleo de Santa Cruz

La recuperación de actividad en los yacimientos es observada con atención por distintos sectores vinculados a la industria petrolera, especialmente luego de la incertidumbre generada por el retiro de YPF de áreas convencionales.

Las tareas de abandono de pozos, la remediación ambiental y los nuevos programas de perforación aparecen como algunos de los principales motores de demanda de mano de obra para los próximos meses.

“Muchos de los trabajadores que hoy están a la espera de una oportunidad pueden volver a recuperar sus puestos de trabajo”, sostuvo Vidal.

El gobernador señaló además que el impacto de la actividad petrolera no se limita exclusivamente al personal de campo, sino que alcanza a una amplia red de proveedores, contratistas, empresas de servicios y comercios asociados al sector.

“Cuando hablo de compañeros petroleros me refiero a todos los que son parte de la actividad en yacimientos”, indicó.

Según el detalle brindado por el mandatario, actualmente la provincia contabiliza seis equipos vinculados al acuerdo alcanzado con YPF, otros ocho asociados al esquema de incentivos mediante reducción de regalías y dos equipos adicionales relacionados con compromisos de inversión asumidos previamente por distintas operadoras.

28 mayo, 2026

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.

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.

28 mayo, 2026

“PECOM puede liderar la producción convencional de Argentina”

La Cuenca del Golfo San Jorge busca dejar atrás la traumática salida de YPF. La llegada de nuevos jugadores busca revitalizar el mapa petrolero de la región y terminar con la incertidumbre que se adueñó de uno de los polos más productivos del país hace más de dos años. Y PECOM es uno de los players que genera expectativas en Chubut.

En este marco, el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, Jorge Ávila, aseguró que el brazo petrolero del holding Pérez Companc tiene condiciones para convertirse en el principal productor de petróleo convencional de Argentina si continúa ampliando su presencia operativa en la región.

“Hay muy pocas compañías que hoy se animan a invertir en la Cuenca del Golfo San Jorge y PECOM es una de ellas. Eso es importante porque vuelve una empresa que históricamente dejó un gran recuerdo entre los trabajadores petroleros”, señaló el dirigente gremial en diálogo con La Voz del Sindicato.

Asimismo, el dirigente gremial remarcó que la compra de activos estratégicos posicionó rápidamente a la empresa dentro del mapa petrolero y subrayó el potencial productivo de las áreas adquiridas y el nivel de inversión previsto podrían ubicar a la operadora entre las más importantes del país.

“Después de la compra de Manantiales Behr, creo que se han quedado con la mejor parte de la industria petrolera. Dentro de poco puede llegar a ser el segundo productor o incluso el primero productor de petróleo si sigue invirtiendo en la región”, afirmó.

PECOM acelera inversiones en Chubut

El dirigente sindical explicó que la compañía ya comenzó a desplegar nuevos equipos y servicios en distintos bloques de la provincia y destacó la incorporación de unidades de Pulling, Flush-By y perforadores que permitirán ampliar la actividad en campos convencionales.

Para el gremio, este movimiento representa una señal positiva en medio de la preocupación por la caída natural de producción que afecta a la cuenca. “Creo que estamos mirando la inversión que va a hacer y eso ayudará a que todo escale. Tiene un potencial tremendo si sigue apostando e invirtiendo porque eso nos va a ayudar a mantener el trabajo y el empleo de nuestros trabajadores”, consideró.

El sindicalista también vinculó el crecimiento de PECOM con el desafío de garantizar continuidad laboral en una región que busca sostener su protagonismo frente al avance del shale neuquino y ponderó que las nuevas inversiones permiten mantener expectativas de recuperación para el convencional.

Además, valoró que la empresa haya puesto el foco en áreas históricas de la cuenca, particularmente en Manantiales Behr, uno de los bloques más emblemáticos de Chubut. Allí, la compañía analiza nuevos desarrollos orientados a mejorar los niveles de extracción.

Polímeros y recuperación de petróleo pesado

Otro de los puntos destacados por Ávila fue la implementación de plantas de polímeros para incrementar la producción de petróleo pesado. El dirigente explicó que esta tecnología se volvió central para mejorar la recuperación en campos maduros de la cuenca.

“Las plantas de polímero son una gran ayuda para el petróleo duro y pesado que tiene la cuenca. El polímero ayuda a ablandar el crudo y sacarlo con mayor producción, como ya lo están haciendo distintas operadoras”, subrayó el dirigente gremial.

Pan American Energy, Capsa y Pecom avanzan en estrategias similares para potenciar la recuperación secundaria y terciaria y desde el sindicato consideran que estas herramientas serán claves para sostener la actividad convencional.

27 mayo, 2026

Chubut apunta a cerrar el 2026 con nueve perforadores activos

La provincia de Chubut busca consolidar una recuperación de la actividad petrolera convencional tras dos años marcado por despidos, equipos paralizados e incertidumbre laboral. El objetivo oficial es cerrar 2026 con nueve equipos perforadores activos.

El planteo fue realizado por el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce, quien vinculó esa proyección con el desembarco de PECOM en áreas históricas de la Cuenca del Golfo San Jorge y con una mejora en las condiciones económicas para las operadoras que trabajan en la región. Según sostuvo, la provincia atraviesa una etapa de “reactivación incipiente” luego de un 2025 complejo para el sector.

“En todo el convencional de Argentina, salvo dejando fuera de Chubut, hay uno, máximo dos equipos perforadores activos. En Chubut tenemos seis y esperamos cerrar el año con nueve. Entonces, creo que eso habla mucho de lo que se está trabajando para revertir ese espiral de despidos que lamentablemente hubo el año pasado”, afirmó Ponce en diálogo con Seta TV.

PECOM gana peso en la cuenca del Golfo San Jorge

El funcionario remarcó que el ingreso de Pecom ya se encuentra efectivizado en las áreas El Trébol – Escalante, Campamento Central-Cañadón Perdido y también en Manantiales Behr, tras concretarse recientemente el traspaso operativo. Para la administración provincial, el avance de la compañía del holding Pérez Companc representa una señal positiva para la continuidad de inversiones en la Cuenca del Golfo San Jorge.

En este sentido, Ponce destacó especialmente la visita del presidente de la firma, Luis Pérez Companc, a la provincia. Según indicó, el contacto directo con los trabajadores y referentes sindicales ayudó a transmitir previsibilidad en un contexto donde el empleo petrolero continúa siendo una de las principales preocupaciones sociales de Chubut.

“PECOM invierte en Chubut porque Chubut genera clima de negocios. Eso también le da mucha certeza a la gente de que se van a cumplir los compromisos de inversión que se vienen planteando”, señaló el ministro.

Asimismo, el titular de la cartera hidrocarburífera ponderó que la presencia del holding Pérez Companc aporta confianza dentro de la industria por su trayectoria en distintos sectores económicos y recordó también que PECOM ya había operado en la provincia hasta 2003 y aseguró que mantiene un fuerte arraigo con la Patagonia y con el negocio energético convencional.

La meta es recuperar niveles históricos de perforación

Uno de los principales objetivos del gobierno provincial es aumentar la cantidad de pozos perforados mensualmente hasta acercarse a niveles comparables con los mejores años de actividad convencional en Chubut. Ponce aclaró que actualmente la industria trabaja con otra eficiencia operativa, por lo que el número de equipos no puede compararse linealmente con el pasado.

Aun así, explicó que la provincia considera posible alcanzar un volumen de perforación similar al registrado en 2007, uno de los últimos períodos de estabilidad para la cuenca antes de la caída de inversiones en áreas maduras y del progresivo retiro de operadoras históricas.

“Si tenemos en cuenta que hasta fines de año estamos trabajando para lograr que hayan alrededor de nueve perforadores activos, sí podríamos ver un número similar de pozos perforados por mes a lo que fue allá por 2007”, aseguró el ministro.

La relación con Chubut – YPF

Sobre el vínculo entre la provincia e YPF tras la salida de áreas convencionales, Ponce evitó confrontaciones y sostuvo que el principal criterio debe ser el beneficio económico para Chubut y sus trabajadores.

El ministro planteó que, si en el futuro existiera interés concreto en desarrollar recursos no convencionales en la provincia, no debería descartarse la participación de YPF u otras grandes compañías con capacidad de inversión en shale oil y shale gas.

“Por lo pronto, eso son todas teorías, no hay nada concreto, y no vemos que haya un interés concreto en el petróleo chubutense de parte de YPF, pero de vuelta tiene que primar el beneficio de los chubutenses”, subrayó Ponce.