El procesamiento de crudo impulsa la oferta de combustibles

El sector de refinación en Argentina mostró un crecimiento significativo en el procesamiento de crudo durante noviembre de 2024, con un total de 537,6 kbbl/día. Este número representa un aumento del 3,4% en comparación con octubre de 2024 y del 8,3% frente a noviembre de 2022, según datos del informe de la consultora Economía & Energía.

Entre las principales cuencas, la Cuenca Neuquina lideró el procesamiento, alcanzando los 353,3 kbbl/día, lo que refleja un crecimiento interanual notable del 25,4%. Este desempeño consolida su posición como la principal fuente de suministro para las refinerías del país. En contraste, la Cuenca del Golfo San Jorge presentó una caída del 11,7% en comparación con noviembre de 2022, registrando 165,4 kbbl/día.

En tanto, las otras cuencas menores procesaron 18,9 kbbl/día, mostrando una disminución interanual aún más pronunciada del 31%.

Crudo en aumento

El crecimiento en el procesamiento de crudo también impactó positivamente en la oferta de combustibles líquidos, aunque con variaciones notorias entre las diferentes empresas y refinerías. En noviembre de 2024, la oferta total de naftas y gasoil alcanzó 1.891 mil m³, lo que representa un leve retroceso del 2,3% en comparación con octubre de 2024, pero un incremento del 5,9% frente al mismo mes del año anterior.

En cuanto a las ventas, el mercado presentó dinámicas mixtas. Las ventas totales de naftas registraron 845 mil m³, una caída del 4,8% interanual. Este descenso estuvo liderado por el desempeño de YPF, cuya comercialización bajó un 7,9% frente a noviembre de 2023, aunque sigue siendo el principal actor del mercado con 467 mil m³ vendidos. Shell y Puma presentaron resultados más favorables, con incrementos interanuales de 0,7% y 11,3%, respectivamente, mientras que Axion registró una baja del 1,3%.

Por su parte, las ventas de gasoil sumaron 1.213 mil m³, con una disminución interanual del 7,8%. Sin embargo, en este segmento, algunas empresas lograron destacarse. YPF, a pesar de ser el mayor vendedor con 684 mil m³, experimentó una contracción del 13,6% frente a noviembre de 2023. En contraste, Puma y Shell mostraron crecimientos interanuales del 13,3% y 6%, respectivamente, consolidándose como actores importantes en el mercado. Axion también reportó un leve aumento del 1,4% interanual en sus ventas.

Importaciones de combustibles

La oferta interna de combustibles se complementó con importaciones, que representaron un 2,7% y un 5,7% de la oferta total de naftas y gasoil, respectivamente, durante el período enero-noviembre de 2024. Este nivel de dependencia del mercado externo se mantiene dentro de parámetros manejables, aunque resalta la necesidad de seguir impulsando la capacidad de refinación local.

En términos de precios, los combustibles continúan reflejando el impacto de la inflación y las dinámicas internacionales. Según datos de la Secretaría de Energía, los precios promedio de las naftas y el gasoil en Argentina se mantienen competitivos en comparación con otros países de la región, pero los aumentos constantes afectan al consumidor final.

PCR refuerza su plan de inversión en Mendoza

Luego de un intenso proceso de análisis técnico y económico, la provincia de Mendoza dictaminó la prórroga hasta el año 2037 y fijó regalías del 12 por ciento para las áreas Cerro Mollar Oeste; La Brea y Puesto Rojas que la empresa PCR viene operando desde 2023 a partir de la adquisición de esos activos a la operadora Phoenix Globlal Resources.

Desde 2023, PCR logró aumentar la producción en esas áreas de 45 metros cúbicos día a 140 metros cúbicos día gracias a un plan integral de reactivación de pozos, y en adelante, a partir de los nuevos estudios sísmicos, pondrá en marcha un plan de exploración y producción para poner en valor posibles acumulaciones de hidrocarburos en nuevas estructuras sin desarrollar.

La compañía asumió un compromiso en firme de realizar 6 pozos con una inversión de 20 millones de dólares y una actividad contingente de 12 pozos adicionales sujeto a la viabilidad económica (3 pozos por cada descubrimiento comercial) que permitirá incrementar el monto de inversión en otros 24 millones de dólares.

PCR, que también opera en Mendoza las áreas El Sosneado, La Paloma-Cerro Alquitrán y Llancanello, reafirmó así su compromiso con la actividad convencional en la provincia, demostrando que los yacimientos maduros tienen oportunidades para poner en valor sus recursos y convirtiéndose de esta forma en un jugador protagónico en la industria.

“Los reservorios convencionales todavía tienen mucho potencial para aportar nuevas reservas, a los cuales hay que dedicarles recursos técnicos, operativos y económicos para continuar con la recuperación de hidrocarburos”, señaló Martín Federico Brandi, CEO de la compañía.

“Asimismo, PCR seguirá evaluando nuevas estructuras para seguir desarrollando la producción en esa región sur de la provincia de Mendoza que le permite optimizar costos operativos y obtener mayor eficiencia, siempre priorizando la seguridad en sus operaciones y el cuidado del medio ambiente”, agregó.

PCR también ha asumido un firme compromiso con la gestión ambiental y social, enfocándose en el saneamiento de los pasivos ambientales heredados en las áreas prorrogadas. Este esfuerzo incluye la adecuación de instalaciones, la remediación de suelos y la implementación de prácticas responsables que aseguren la sostenibilidad de las operaciones. Este compromiso también contribuye al bienestar de las comunidades locales con beneficiarios directos a partir de la contratación de proveedores y servicios locales que brindará certidumbre al desarrollo económico de las áreas de influencias de la compañía, además del cumplimiento de los estándares provinciales y nacionales.

Quiénes concentran el 70% del fracking de Vaca Muerta

Vaca Muerta cerró un 2024 a puro hito. La roca madre fue a contramano de los indicadores económicos y rompió todos sus récords. Uno de los ejemplos fueron las etapas de fracturas. La actividad estuvo muy cerca de cumplir con las proyecciones que hicieron los especialistas: se esperaban 18 mil punciones y se completaron 17796 fracturas.

Estos números se lograron gracias al musculo y eficiencia que fueron ganando las compañías de servicio a lo largo de los años en la roca madre. Al analizar el informe del country manager de la firma NCS Multistage, Luciano Fucello, se establecen los desempeños de las compañías a lo largo del año pasado.

El primer dato es que cinco empresas se abocaron al fracking en Vaca Muerta: Halliburton, SLB, Calfrac, Weatherford y Tenaris donde las dos primeras concentraron el 71% de las operaciones.

En el detalle de los datos se establece que los trabajadores de mameluco rojo fueron responsables del 43% de las operaciones (7733). Mientras que los trabajadores de overol azul completaron el 28% de las punciones (4962). Asimismo, Tenaris realizó el 10% (1910) de las etapas de fractura, Calfrac el 10% (1716) y Weatherford el 9% (1463).

Otro dato que se desprende la actividad es que San Antonio realizó 132 etapas de fractura en la roca madre en el segmento tight y todas fueron solicitadas por YPF.

Vaca Muerta, la joya que brilla

Al analizar empresa por empresa se establece que Halliburton fue la compañía que atendió la demanda de cinco operadoras: YPF, Shell, Capex, Pampa Energía y Chevron. La primera fue quien concentró el grueso de la actividad con 5726, la empresa anglo-holandesa fue la segunda más demandante de fracturas con 681, Chevron quedó en tercer lugar con 385 operaciones y Pampa Energía solicitó 250 fracturas. En tanto, Capex requirió 102 punciones.

SLB respondió al llamado de tres operadoras. YPF volvió a ser quien encabezó las tareas con 2774 operaciones, Vista solicitó con 2098 etapas de fracturas y Phoenix requirió 90 punciones.

La tercera compañía más solicitada fue Tenaris. La compañía respondió a la demanda de su hermana del Grupo Techint, Phoenix y TotalEnergies. Tecpetrol pidió 1182 fracturas, Phoenix 383 punciones y TotalEnergies solicitó 345 etapas de fractura.

Además, Calfrac cubrió la demanda de dos compañías: Vista y Pan American Energy (PAE). Los trabajadores de mameluco verde completaron 1418 operaciones para PAE y 298 fracturas para la compañía que lidera Miguel Galuccio.

El cierre del registro del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros demuestra que Weatherford cumplió tareas para YPF y Pluspetrol. La empresa de mayoría estatal solicitó 220 punciones mientras que Pluspetrol requirió 1243 etapas de fractura.

Las exportaciones petroleras aumentaron un 47%

En un año marcado por el crecimiento sostenido de la producción de petróleo, Argentina registró un incremento del 47% en las exportaciones entre enero y octubre de 2024, en comparación con el mismo período del año anterior.

Este repunte, que representa un aumento de 1.452 millones de dólares, se debe principalmente a un mayor volumen de exportaciones y al impulso de la Cuenca Neuquina, que llegó a los 146 mil barriles dia (kbbl/día) que significa un 18% más que el mismo periodo de 2023.

Según los datos analizados por la consultora Economía & Energía, el volumen exportado experimentó una suba significativa del 42% (54 kbbl/día) respecto al mismo período de 2023. Este panorama evidencia el impacto de las políticas destinadas a incrementar la capacidad exportadora y a aprovechar los recursos provenientes de las principales cuencas productoras.

El petróleo procesado y destinado al mercado externo ha sido un pilar estratégico para la economía nacional, con un aumento acumulado del 9,5% en la producción total durante los primeros diez meses del año. En este segmento se destaca la fuerte presencia del crudo liviano de la Cuenca Neuquina (338 kbbl/día) y la participación del crudo pesado de la Cuenca del Golfo San Jorge (160 kbbl/día).

Estas cifras se explican al aumento de la producción total de petróleo. En 10 meses se logró una producción de 706 kbbl/día de los cuales 481 kbbl/día son de la Cuenca Neuquina y 190 kbbl/día son de la Cuenca del Golfo San Jorge.

La producción total de petróleo alcanzó un incremento del 9,5% en comparación con el mismo período de 2023, con un desempeño sobresaliente de la Cuenca Neuquina, que expandió su producción en un 18,8%.

El incremento en la producción de crudo fue acompañado por una mayor capacidad de procesamiento y exportación. En el análisis de crudo procesado por tipo, se observa una distribución eficiente que ha permitido no solo abastecer el mercado local, sino también potenciar la exportación hacia mercados estratégicos.

Neuquén superó los 447 mil barriles en octubre

Neuquén continúa fortaleciendo su posición como la mayor provincia productora de hidrocarburos del país, impulsada por el crecimiento sostenido de los yacimientos de Vaca Muerta. En octubre, la provincia alcanzó un nuevo récord histórico en la producción de petróleo, con 447.460 barriles diarios. Esta cifra representa un incremento del 0,13% respecto a septiembre y un notable aumento del 26,35% en comparación con el mismo mes de 2023.

De acuerdo con datos recientes del Ministerio de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, este crecimiento se debe al destacado desempeño de áreas clave como Bajada del Palo Oeste, Coirón Amargo Suroeste, Lindero Atravesado, La Amarga Chica y Loma La Lata – Sierra Barrosa, que impulsaron la producción durante octubre.

En términos acumulados, entre enero y octubre de 2024, la producción de petróleo fue un 24,15% superior a la registrada en el mismo periodo de 2023, consolidando aún más el liderazgo de la provincia en esta área.

Por otro lado, la producción de gas experimentó una disminución mensual en octubre, alcanzando los 88,05 millones de metros cúbicos diarios, un 15,1% menos que en septiembre. Esta caída se atribuye a la menor demanda estacional domiciliaria debido al aumento de las temperaturas. Sin embargo, en comparación interanual, la producción de gas mostró un crecimiento del 10,09% en octubre y un aumento acumulado del 11,88% entre enero y octubre, en relación con el mismo periodo de 2023.

El descenso mensual se relaciona con la menor actividad en áreas clave como Fortín de Piedra, El Mangrullo, El Orejano, Loma La Lata – Sierra Barrosa y La Calera, reflejo de la reducción en la demanda.

Cabe destacar que gran parte de la producción de Neuquén proviene de los yacimientos de Vaca Muerta, relegando a los campos maduros a un rol secundario. En el caso del petróleo, el 94,54% de la producción corresponde a extracción no convencional, mientras que en el gas esta modalidad representa el 87,12% del total. Estos datos refuerzan el papel central de Vaca Muerta en el desarrollo energético de Argentina.

Los detalles de la campaña exploratoria de Aconcagua en la lengua mendocina de Vaca Muerta

Aconcagua Energía continua con su plan de expansión y posicionamiento en el segmento convencional de petróleo y gas; aunque también con oportunidades en el desarrollo del no convencional en Vaca Muerta en las provincias de Rio Negro y Mendoza.

Mediante el Decreto Nro. 2324/2024 de la provincia de Mendoza, la compañía obtuvo la licencia por 25 años de concesión del área Payún Oeste. La adjudicación de la nueva área le permitirá a la empresa conformar un nuevo bloque integrado de desarrollo de hidrocarburos constituido por el área Payún Oeste – Confluencia Sur (más de 145 Km2 de superficie) aprovechando las sinergias de las facilidades de producción y servicios existentes.

“Estamos muy contentos con esta adjudicación y con poder continuar contribuyendo al desarrollo de la industria”, destacó Diego Trabucco, presidente & CEO del grupo empresario.

“La adquisición de Payún Oeste nos permitirá integrarnos con un área que ya tenemos en el departamento de Malargüe (Confluencia Sur) y así hacer sinergia, optimizar operaciones y generar más oportunidades de empleo”, afirmó el socio fundador de Aconcagua Energía.

En este sentido, Trabucco felicitó al Gobierno mendocino y a todo el equipo del Ministerio de Energía y Ambiente de la provincia por el excelente proceso de licitación realizado, el cual buscó maximizar las oportunidades que ofrece la provincia en materia energética hidrocarburífera.

El export parity genera ilusiones en la industria energética.

El potencial de Payún Oeste

Perteneciente a la Cuenca Neuquina, la nueva área adjudicada a Aconcagua Energía ocupa una superficie de 179 km2, Payún Oeste cuenta con 13 pozos perforados por operadoras anteriores que alcanzan profundidades de hasta 2500 metros, donde se evaluaron diferentes niveles productivos convencionales y no convencionales de hidrocarburos.

El área tiene descubrimientos de petróleo, gas y condensados en formaciones convencionales y testeada productividad en Vaca Muerta con el pozo La Fija.x-1.

De acuerdo con información técnica, Payún Oeste es un área con un alto potencial de desarrollo convencional sobre la faja plegada, y para su desarrollo se realizarán trabajos de perforación de pozos nuevos y reparaciones en pozos claves, que brindarán mayor y valiosa información para cuantificar las reservas y planificar el plan de explotación o desarrollo.

Como parte del plan de desarrollo en la nueva área, Aconcagua Energía prevé hacer foco también en la apertura de nuevas fronteras exploratorias en Vaca Muerta, en una zona donde ya se investigó dicha formación con resultados positivos.

La exploración de Aconcagua

Cabe destacar que en el año 2012 se comprobó en Payún Oeste, mediante la perforación del pozo La Fija.x-1, la productividad en vertical de Vaca Muerta con resultados muy positivos y levemente inferiores a los de centro de desarrollo (medidos en términos de acumuladas por etapas el cual rondan los 5.000 m3/etapa de fractura y/o 900k Bbl para un pozo horizontal de rama de 2.500 metros y 30 etapas de fractura).

De igual manera al sur del yacimiento, en CN-VII A y Paso Bardas Norte, recientemente YPF obtuvo resultados positivos en 2 pozos horizontales de rama corta (1.000 metros) confirmando las productividades antes mencionadas en petróleo y como dato destacado con una relación gas-petróleo del orden de 1.000 m3/m3, lo que podría redundar en una mejora en los económicos del potencial desarrollo compensando la productividad secundaria en petróleo.

En el mismo sentido, Aconcagua Energía realizará nuevos trabajos de reinterpretación de la información sísmica, adquisición de nueva información y un primer pozo piloto horizontal a Vaca Muerta, que contribuirá a disminuir el riesgo en un gran sector del bloque y permitirá el futuro desarrollo del no convencional en una importante región de la provincia de Mendoza.

De esta forma, la compañía continúa consolidándose como uno de los grupos económicos y energéticos independientes más dinámico y atractivos de la Argentina, y referente en las cuencas productivas y regiones donde opera, manteniendo una estrategia de crecimiento y consolidación sostenible en todas sus líneas de negocio: Upstream, Midstream, Servicios y Generación.

Aconcagua Energía sumó una nueva área y desriskeará la parte mendocina de Vaca Muerta  

Aconcagua Energía ya opera en el bloque Payún Oeste. La concesión fue formalizada en un acto realizado en Casa de Gobierno de Mendoza y significó que la empresa de capitales nacionales sea operadora en cinco áreas en la provincia cuyana.

Estuvieron presentes el gobernador de Mendoza, Alfredo Cornejo, junto a la ministra de Energía y Ambiente, Jimena Latorre; el director ejecutivo de Aconcagua, Diego Trabucco; el vicepresidente, Javier Basso, y el gerente corporativo de Relaciones Institucionales, Comunicaciones y Sostenibilidad de la empresa, Juan Crespo.

“Hoy, Aconcagua Energía ha comprometido su inversión en el área Payún Oeste tras ganar la licitación de esta concesión”, afirmó Cornejo y señaló que “esto dinamizará la economía local mediante la generación de empleo y la producción incremental, lo que derivará en regalías adicionales y mayores reinversiones para la provincia. Este desarrollo reafirma el compromiso de Mendoza con un modelo de gestión eficiente y sostenible en el sector hidrocarburífero”.

Asimismo, el mandatario provincial destacó que “por fuera de lo que exige el decreto que otorga la concesión, la empresa se ha comprometido a colaborar con el desrisqueo de la porción de Vaca Muerta que se encuentra en esta área, ayudando a la provincia a seguir explorando el potencial del no convencional”.

La concesión de Payún Oeste

Esta concesión, otorgada por 25 años, conlleva un compromiso de inversión de 8 millones de dólares durante los primeros 10 años, de los cuales 7 millones se invertirán en los primeros 5 años. Esto incluye trabajos de reactivación de pozos inactivos, estudios geológicos avanzados, perforación de un nuevo pozo, instalaciones de superficie y saneamiento de pasivos.

Estas actividades permitirán poner en marcha la producción en un área que lleva 10 años de inactividad y generará un impacto positivo en la producción diaria de la provincia. Asimismo, contribuirán a la certificación de nuevas reservas de hidrocarburos y a la expansión del horizonte exploratorio en formaciones geológicas clave, fortaleciendo el desarrollo del sector hidrocarburífero.

Por su parte, Trabucco manifestó: “Venimos erogando entre 50 y 60 millones de dólares por año en la provincia”.

Además, señaló: “Hoy venimos a comprometer esta importante inversión en Payún Oeste, pero también asumimos el compromiso técnico de empezar a ver cómo podemos colaborar con el desrisqueo de la parte de Vaca Muerta mendocina”.

El directivo también afirmó que “el convencional de Mendoza es importante, pero el no convencional es el vector de desarrollo más importante y nosotros estamos dispuesto a acompañar ese proceso que necesita la provincia, buscando ser actores principales”.

Aconcagua Energía: expansión en Mendoza

Con Payún Oeste, Aconcagua Energía suma un nuevo bloque a las cuatro áreas que ya opera en la provincia: Chañares Herrados, Puesto Pozo Cercado Oriental, Atuel Norte Explotación y Confluencia Sur. Además, la empresa lidera importantes proyectos de generación de energía fotovoltaica, reafirmando su compromiso con un desarrollo energético integral en Mendoza.

La inversión de 8 millones de dólares para Payún Oeste se suma a los más de 130 millones de dólares comprometidos en las áreas de Oil & Gas, con importantes avances de ejecución, y a los 135 millones de dólares comprometidos en energía renovable.

Con más de 150 empleados operativos en Mendoza y oficinas en Chacras de Coria, Aconcagua Energía refuerza su apuesta al crecimiento sostenido y la innovación en la provincia.

Qué yacimientos superan los 50 mil barriles diarios en Vaca Muerta

La producción de petróleo de Vaca Muerta sigue creciendo y otorga nuevos récords en Neuquén. Los proyectos de infraestructura avanzan para darle una respuesta a los cuellos de botella para que el shale pueda liberarse de todas sus cadenas. Los datos de la Secretaría de Energía de la Nación exhiben una muestra del potencial de los yacimientos la roca madre.

Según el informe de la consultora Economía & Energía, que dirige Nicolás Arceo, en el noveno mes del año, la producción de shale oil llegó a los 418,9 mil barriles de petróleo (kbbl)/día, lo que marca un aumento de 113,9% ya que en el mismo mes del año pasado alcanzó los 305 kbbl/día.

El crecimiento de la producción de petróleo no convencional se debe al avance de las obras de infraestructura vinculadas a la Cuenca Neuquina. Con el mercado local abastecido, los nuevos oleoductos permitirán que toda la producción excedente vaya directamente a exportaciones.

Yacimientos top

Los datos del informe de Economía & Energía también evidenciaron que cuatro yacimientos superaron los 50 mil barriles día en Vaca Muerta. Se trata de Loma Campana, La Amarga Chica, Bajada del Palo Oeste y Bandurria Sur.

Loma Campana, el mítico bloque que estableció el inicio de la aventura del shale argentino, es quien marca el camino de la producción no convencional en el país.

El área operada por YPF registró 86,6 kbbl/día en septiembre de este año, lo que establece un crecimiento interanual del 12,9% ya que en el mismo mes del año pasado alcanzó los 73,7 kbbl/día. Con este nivel de producción, Loma Campana es lejos el bloque más productivo de shale oil.

El segundo lugar fue para La Amarga Chica. El área es uno de los más perforados en lo que va del año y en septiembre llegó a una producción de 68,2 kbbl/día. Esto implica un crecimiento interanual de 8,4%, ya que en septiembre de 2023 registró 59,8 kbbl/día.

Superar los 50 mil barriles

El podio fue completado por Bajada del Palo Oeste. La nave insignia de Vista es uno de los arietes del shale oil y quedó demostrado en el noveno mes del año al registrar 53,9 kbbl/día. Esto implica crecimiento interanual de 20% ya que en el mismo mes del año pasado llegó a 33,9 kbbl/día

Muy cerca se posicionó Bandurria Sur 53. El tercer ariete de YPF llegó a 53,9 kbbl/día en el noveno mes del año superando en un 15,8 % a los 37,2 kbbl/dia que se establecieron en septiembre de 2023.

La Calera cierra el registro del top five del no convencional. El bloque operado por Pluspetrol llegó a 21,3 kbbl/día en septiembre y se prepara para despegar. Esta producción fue un aumento interanual de 15,7%.

En tanto, el resto de los bloques contabilizaron 135,9 kbbl/día en septiembre de 2024.

Petróleos Sudamericanos aumenta sus exportaciones y se entusiasma con Mendoza

Con más de 30 años en la industria, Petróleos Sudamericanos desarrolla actividades de exploración y producción de petróleo y gas. Ha desarrollado actividades en Argentina, Ecuador y Colombia, enfocándose en la recuperación y activación de campos maduros y marginales.

Actualmente, desarrolla sus actividades de exploración y explotación de yacimientos convencionales en la Cuenca Neuquina, donde opera desde hace más de 25 años y posee la concesión de las áreas Centro Este, Loma Montosa Oeste, El Medanito, El Santiagueño, Barranca de Los Loros, Bajo del Pinche, Cerro Hamaca Noroeste y Cerro Hamaca Oeste.

A esto se le sumar que la compañía firmó la cesión del cluster Mendoza Norte con YPF en el marco del Proyecto Andes. Este convenio establece que Petróleos Sudamericanos se hará cargo de las concesiones Barrancas Mesa Verde, Vizcacheras, Río Tunuyán, La Ventana y Ceferino en la provincia cuyana.

El compromiso

“Petróleos Sudamericanos busca la eficiencia productiva a través de la sinergia operativa de sus áreas, aplicando las mejores tecnologías de recuperación primaria y secundaria, basadas en altos estándares de operación”, sostuvo la compañía en un comunicado a la Comisión Nacional de Valores (CNV).

La empresa destacó que desarrollo sus negocios en forma sostenible y eficiente, avanzando con los planes de inversión y crecimiento, bajo un “complejo escenario local e internacional”

“A su vez, en un mercado interno altamente regulado para la comercialización de petróleo, ha logrado abrir mercados en el exterior a precios internaciones significativamente superiores a los del mercado local”, consideró.

El plan de Petróleos Sudamericanos

En el primer semestre del año, la compañía continuó con la explotación de las áreas hidrocarburíferas y la ejecución de los planes de inversión en “un contexto local de regulación del precio de los combustibles que afecta el precio interno del petróleo, regulación del tipo de cambio oficial con una inflación creciente y renegociación de paritarias que generan presión sobre los costos operativos”.

En los primeros seis meses del año se realizó una exitosa campaña de reparación de pozos en sus áreas en Rio Negro. “Esta campaña busca incrementar la producción en sus áreas y avanzar con el cumplimiento de los planes de inversión con la provincia”, afirmó.

Asimismo, se avanzó con una campaña de obras de infraestructura para lograr una mayor eficiencia operativa y de costos tanto en sus áreas en Neuquén como en Rio Negro.

En este marco, entre enero y junio, Petróleos Sudamericanos exportó el 83% de su producción de petróleo y, de esta manera, logró “acceder a precios de mercado que son superiores al mercado local”.

La compañía destacó que continuará invirtiendo mediante sus programas de inversión en Rio Negro y Neuquén, y evaluará nuevos negocios en el sector energético que aceleren el crecimiento de la compañía.

Perspectivas

La empresa también encaró una campaña de reparación de pozos y obras de infraestructura con el objetivo de aumentar el índice de reposición de reservas y la eficiencia productiva. Además, la empresa continuará con la evaluación de nuevos negocios y con la ampliación de su cartera de proyectos tanto de energías renovables y de Oil & Gas.

“En materia local, los precios de los hidrocarburos en Argentina se ajustaron a los precios internacionales. Se prevé una mayor demanda de crudo local para el segundo semestre por la cosecha de granos. Esta situación podría generar un recorte en el volumen exportable por limitación en los permisos de exportación otorgados por la Secretaría de Energía”, subrayó.

“El contexto internacional ofrece oportunidades exportadoras para los commodities argentinos, especialmente para el sector hidrocarburífero. Esta situación podría generar un incremento de la actividad en la cuenca, teniendo en cuenta la apertura del mercado internacional al crudo Medanito”, analizó.

La compañía proyecta “continuar con la estrategia exportadora en el segundo semestre del año”, adelantó.

Aconcagua Energía realizó un exitoso simulacro en la Cuenca Neuquina

En el yacimiento Entre Lomas, Aconcagua Energía realizó este jueves un exitoso ejercicio en el que se simularon diferentes incidentes operacionales para medir la eficiencia en la respuesta y, de ser necesario, tomar medidas correctivas para mejorar el accionar.

En esta oportunidad se simuló una explosión en la planta de tratamiento de gas del yacimiento; dentro del mismo ejercicio se reprodujo la situación en la cual un operario pudiera resultar herido y debiera recibir atención primaria en el lugar, y posteriormente ser trasladado en helicóptero a un centro médico de Neuquén para recibir atención especializada.

Tras la simulación el gerente de Medio Ambiente, Seguridad y Salud de Aconcagua Energía, Guillermo Álvarez, señaló “el ejercicio salió muy bien y los tiempos de respuesta se cumplieron acorde a lo establecido. Estamos muy conformes con el resultado y con el excelente accionar de todas las partes involucradas, en especial la respuesta y coordinación brindada a través de la intervención del helicóptero sanitario”.

Por su parte el gerente general de operaciones de Aconcagua Energía, Leonardo Deccechis, consideró “con este tipo de ejercicios, donde son muchas las instituciones que intervienen, buscamos estar permanente capacitados para responder a cualquier contingencia que pudiese presentarse. Estas actividades no solo contribuyen a la formación del personal de la operación, sino también a las empresas de servicios y a la comunidad en general de las áreas donde la compañía opera”.

Este tipo de entrenamientos, recurrentes en la industria energética, permiten a las empresas e instituciones que intervienen, estar mejor preparadas, siendo que muchas veces la respuesta ante una emergencia puede provenir por alguna persona ajena a la operación misma, como en el caso de muchos superficiarios o de comunidades cercanas a las operaciones.

Hay que destacar que el helicóptero sanitario que se utilizó en este simulacro pertenece a un consorcio conformado por operadoras de la Cuenca Neuquina y surgió como una iniciativa de las principales empresas de la región y el Sindicato de Petróleo y Gas Privado de Río Negro, Neuquén y La Pampa, dirigido por Marcelo Rucci.