YPF tiene el 67% del mercado de café en Argentina

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó el desempeño de las tiendas Full en los últimos meses y sostuvo que el segmento vive una revolución de la mano de la venta del café y las hamburguesas, y la excelencia del servicio.

En diálogo con Radio Mitre, el ejecutivo fue consultado sobre un rumor que vincula a YPF con un volumen de ventas de hamburguesas superior al de McDonald’s.

“Se dice eso, se dice, pero no, no tengo el dato oficial. Alguien me había dicho algo de eso, pero no, no lo tengo claro”, respondió Marín. Aun así, destacó que existen cifras contundentes sobre otro producto estrella del negocio. “Tenemos claro que café vendemos más de 3.100.000 por mes y tenemos el 75% del market share de la Argentina”, precisó.

El pope de la empresa de mayoría estatal explicó que la empresa busca consolidar una experiencia de calidad uniforme en todas las estaciones. “Estamos también cambiando mucho la calidad de la Full, porque, si uno tiene los baños limpios, calidad y café bueno, lo que está seguro es que la gente sabe que somos eficientes y hacemos pozos buenos”, sostuvo.

Marín vinculó la percepción del servicio con la reputación general de la compañía. “Si uno tiene los baños sucios, las hamburguesas son horribles, todo está mal, lo que vos vas a pensar es que los pozos los hacemos mal. Y es un reflejo. Estamos haciendo bastante trabajo en eso”, afirmó.

Los descuentos de YPF

El CEO también detalló los resultados de la estrategia aplicada en los horarios de menor demanda, particularmente durante la madrugada. Gracias a la implementación de descuentos a través de la aplicación móvil, YPF logró revertir pérdidas en esas franjas horarias.

“Con la aplicación te hacemos un 6% de descuento en todas las estaciones de servicio de la República Argentina, y subió mucho el consumo, más del 30%”, señaló Marín.

“Tengo que agradecer a todos los consumidores, porque gracias a eso que teníamos pérdida nocturna, ahora salimos hechos”, añadió.

El directivo aclaró que el objetivo no es obtener ganancias adicionales, sino mejorar la eficiencia operativa. “Nunca uno piensa ganar plata de noche ni cerrar las estaciones, por favor, eso no entra en la cabeza de ninguno. Pero sí es de tratar de ser lo más rentable posible de hora a hora, y eso es gracias a esa transformación tecnológica que estamos haciendo”, explicó.

Esa transformación se apoya en un sistema de monitoreo en tiempo real, denominado “real time”, que permite analizar la operación minuto a minuto. “Vemos en tiempo real todas las estaciones de servicio hora por hora, minuto por minuto, cada manguera cuánto vendemos, también de hamburguesas, todo, y eso nos permite hacer juegos matemáticos que no hay nadie que lo pueda hacer”, aseveró Marín.

GeoPark acelera su plan de crecimiento en Vaca Muerta

GeoPark presentó sus resultados del tercer trimestre de 2025, con una sólida entrega operacional y financiera. En el período, la compañía destacó la ejecución disciplinada de su estrategia y la integración sin contratiempos de sus activos no convencionales en Argentina. La empresa subrayó que está identificando eficiencias y sinergias que permitirán mejorar la rentabilidad y acelerar el desarrollo en Vaca Muerta.

En el trimestre, la compañía alcanzó un Adjusted EBITDA de US$ 71,4 millones, con margen del 57%, impulsado por mayor producción y precios estables. La producción promedio llegó a 28.136 boepd, dentro del rango objetivo del año.

El CEO, Felipe Bayón, afirmó que los resultados refuerzan la confianza en la estrategia corporativa, basada en “excelencia operativa, asignación disciplinada de capital y crecimiento rentable”.

Captura de sinergias tras la adquisición en Argentina

Luego de completar el 16 de octubre de 2025 la adquisición de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste en Vaca Muerta, GeoPark reportó que asumió la operación sin interrupciones.

En menos de diez días, la empresa inició actividades de reacondicionamiento e instalación de bombas en tres pozos para incrementar producción. El crudo se está comercializando en el mercado local, mientras avanza la preparación logística para su plan de desarrollo 2026.

La firma enfatizó que ya está identificando múltiples oportunidades de eficiencia de costos y sinergias operativas para acelerar la curva de producción y generar mayor valor en el corto y mediano plazo.

En 3Q2025, Vaca Muerta promedió 1.660 boepd y acumula en el año 2.060 boepd. Estos niveles se consideran una base para el crecimiento esperado en los próximos años.

GeoPark avanza en Vaca Muerta.

Costos competitivos y una estructura financiera fortalecida

La compañía logró sostener costos operativos de US$ 12,5 por boe producido, consistentes con la guía anual y con la industria.

Además, la gestión interna de eficiencia implementada desde el trimestre anterior permitió alcanzar ** US$ 15,1 millones en ahorros**, lo que equivale a casi US$ 19,5 millones anualizados.

GeoPark también avanzó en reducción de deuda: durante el trimestre recompró US$ 33 millones de sus Notes 2030 por debajo del valor nominal, generando un ahorro de US$ 2,9 millones anuales en intereses.

La empresa finalizó el trimestre con US$ 197 millones en caja y deuda neta de US$ 373,4 millones, lo que representa un nivel de apalancamiento sólido y bajo de 1,2x.

La estrategia de coberturas permaneció activa, con protección para alrededor del 62% de la producción esperada 2026 gracias a collars 3-way con un piso cercano a US$ 65/bbl y techo promedio de US$ 73/bbl.

Inversiones para sostener producción y expandir la huella regional

GeoPark destinó US$ 17,5 millones en inversiones del trimestre, principalmente para mantener e incrementar producción en el bloque Llanos 34 y continuar con desarrollo e infraestructura en Llanos 104, entre otros proyectos.

Su plan estratégico al 2030 busca elevar la producción consolidada a 42.000–46.000 boepd, con un Adjusted EBITDA entre US$ 520 y 550 millones y un apalancamiento entre 0,8 y 1,0x.

Bayón destacó que GeoPark posee “un portafolio distintivo, con generación estable de caja en Colombia y crecimiento transformacional en Argentina”, lo que permitirá crear valor sostenible para los accionistas.

La compañía anticipó que antes de fin de año publicará su Work Program & Investment Guidelines 2026, donde profundizará su enfoque sobre Vaca Muerta y la maximización de retornos en los activos en operación.

El Directorio ratificó su nuevo programa de dividendos que prevé US$ 6 millones en 12 meses, equivalentes a US$ 0,03 por acción por trimestre a partir del pago del 3T 2025.

PAE logra una perforación récord y lleva la eficiencia al máximo en APO

Pan American Energy (PAE) alcanzó nuevos hitos en Vaca Muerta gracias al desempeño del equipo DLS-165 en Aguada Pichana Oeste (APO). La compañía perforó un pozo horizontal tipo ERD de 6.376 metros totales, y ejecutó una sección lateral de 3.170 metros en únicamente 14,19 días, sin registrar incidentes operativos. Se trata de un logro relevante para el desarrollo no convencional en la Cuenca Neuquina.

La empresa también completó un “shoe to shoe” con 4.432 metros en una sola carrera y estableció un récord de perforación diaria con 1.814 metros en 24 horas. Este resultado representa una nueva marca en Vaca Muerta y posiciona a PAE como uno de los referentes en eficiencia de perforación. Así lo informó Luciano Adriano Gilardi, Drilling Company-Man de la compañía, en su cuenta de LinkedIn.

Tecnología, optimización y seguridad en tiempo real

Los resultados obtenidos en APO se apoyaron en pilares operativos claves que la compañía viene profundizando. Entre ellos se destaca el enfoque Safety First, que prioriza el máximo estándar de seguridad operacional, sostenido en la ejecución sin incidentes registrados.

Además, la operación contó con la implementación de la sala WOC (Well Optimization Center), una herramienta estratégica que permite el seguimiento minuto a minuto en tiempo real. Este sistema facilitó la identificación de oportunidades de mejora, la optimización de parámetros y la aplicación inmediata de lecciones aprendidas en los mejores pozos del bloque.

La integración de nuevas tecnologías también fue fundamental para este salto de eficiencia. La compañía incorporó herramientas direccionales como el AutoDownlinker, que garantiza mayor precisión y velocidad en la perforación.

Otra clave fue la coordinación logística, ya que la operación se desarrolló con dos rigs en el mismo pad de pozos, lo que exigió una gestión articulada y fluida entre los distintos equipos involucrados.

Una operación que impulsa la mejora continua en Vaca Muerta

La reducción del flat time y del NPT (tiempos improductivos) permitió consolidar una operación más rápida, segura y competitiva. Estos indicadores confirman el avance sostenido que PAE viene impulsando en el segmento no convencional y reflejan un proceso de aprendizaje constante en campo.

Gilardi, uno de los líderes del proyecto, destacó el trabajo de Drilling Neuquén y felicitó a todos los profesionales que participaron directa o indirectamente en el logro. Subrayó el profesionalismo, la dedicación y el compromiso del equipo para alcanzar resultados que marcan una diferencia en la operación.

El desafío ahora es continuar elevando la vara y avanzar hacia nuevos niveles de productividad en Vaca Muerta, donde PAE ya demostró que la eficiencia, la tecnología y la mejora continua pueden ir de la mano para acelerar el desarrollo energético del país.

YPF logró una reducción del 25% en los tiempos de construcción de pozos

YPF logró reducir en un 25% los tiempos de construcción de pozos, desde la preparación del terreno hasta la apertura de la primera válvula. Este avance es fruto del proyecto Toyota Well, una alianza estratégica con la automotriz japonesa que aplica el sistema de producción TPS (Toyota Production System) al desarrollo de pozos petroleros.

“Este resultado demuestra que la innovación aplicada con disciplina transforma la industria. Toyota Well nos permite producir más, mejor y más rápido”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

El proyecto, que comenzó como una prueba piloto, hoy se implementa a escala completa, con más de siete vicepresidencias involucradas y más de 250 personas trabajando en equipos integrados junto a contratistas.

“Toyota Well es una transformación cultural para YPF y para nuestros proveedores. Estamos cambiando la forma en que trabajamos, construyendo relaciones más colaborativas y eficientes”, expresó Micaela Julieta Cecchini, referente del proyecto.

Impactos

Como parte del Toyota Well, por ejemplo, YPF consiguió una reducción récord del 71% en los tiempos en la puesta en marcha de los pozos, pasando de 10 días en promedio a enganchar 4 pozos en menos de un día. Se trata de tiempos sin precedentes en Argentina.

El Real Time Intelligence Center (RTIC) ha sido un componente esencial del proyecto, aportando visibilidad operativa en tiempo real, análisis de datos y soporte técnico para la toma de decisiones ágiles. Su contribución permitió integrar tecnología y conocimiento en campo, acelerando la transformación operativa.

Este resultado representa un paso clave dentro del Plan 4×4, la hoja de ruta estratégica de YPF. La reducción de tiempos operativos permite escalar con mayor velocidad, manteniendo la calidad y reduciendo costos, lo que fortalece la competitividad de la compañía en el mercado energético.

Otro récord de YPF

Tal como informó eolomedia, YPF completó uno de los pozos más largos de la historia del shale en Argentina. El pozo LLL-1681, ubicado en Loma Campana, alcanzó una longitud de 8.206 metros, posicionándose como una marca técnica inédita para la cuenca neuquina.

El anuncio fue realizado por AESA a través de sus canales institucionales. La empresa de servicios explicó que el logro consistió en completar el rotado y lavado del pozo en una sola carrera, lo que implicó un salto de eficiencia en el proceso.

El trabajo estuvo a cargo del equipo HCU (Hydraulic Completion Unit), diseñado especialmente para intervenir pozos con ramas horizontales de gran extensión. En este caso, la rama lateral alcanzó los 4.947 metros, un desafío técnico superado con éxito en coordinación con YPF.

AESA destacó que el resultado fue posible gracias al alineamiento estratégico con la petrolera estatal, que impulsa la utilización de tecnologías avanzadas en el marco de su Plan 4×4. La operación fue el resultado de una planificación detallada y un monitoreo constante en tiempo real.

Innovación en tiempo real: así SLB redefine la perforación en Vaca Muerta

SLB alcanzó un nuevo hito operativo en Vaca Muerta con la ejecución de dos corridas de perforación que establecieron récords en eficiencia, velocidad y control direccional. Las operaciones se realizaron en los campos Mata Mora y Aguada Pichana Oeste, donde la compañía aplicó tecnologías avanzadas en el diseño del trépano, la dinámica de perforación y el sistema de navegación en fondo de pozo.

Según explicó Néstor Provenzano, WCD Customer Engagement Coordinator de SLB, se logró completar la sección de producción S2S más rápida registrada hasta el momento en Mata Mora. Este resultado representó la reducción de un día completo de operación, un beneficio clave en términos de costo por pozo y planificación de desarrollo.

Según informó el especialista en su cuenta de LinkedIn, la corrida se realizó con un trépano de 6 3/4” HT513 que incorporó las tecnologías DualHelix y AccuStrike Matrix, en conjunto con el motor DynaForce y el sistema direccional PowerDrive Orbit G2.

Provenzano destacó que el logro no solo responde a la elección de herramientas, sino a la integración entre equipos de campo, ingeniería y análisis operativo.

También reconoció el rol de Phoenix Global Resources como operadora del proyecto, subrayando su participación en la toma de decisiones técnicas y en la ejecución diaria: “El compromiso y profesionalismo del equipo permitieron superar desafíos complejos y elevar los estándares operativos del campo”, señaló.

SLB y un punto de inflexión

Además del avance en Mata Mora, SLB compartió otro récord reciente en Aguada Pichana Oeste, operado por Pan American Energy (PAE). Allí, la perforación con el mismo modelo de trépano HT513 marcó una tasa de penetración 59% superior respecto a corridas promedio anteriores en la zona.

La operación permitió perforar 1.667 metros en un solo día, un resultado que posiciona un nuevo parámetro para campañas en shale.

La ingeniera de producto de perforación de SLB, Florencia Camacho, explicó que el diseño del trépano jugó un rol determinante. La combinación de AccuStrike Matrix y DualHelix permitió mejorar la eficiencia de corte y la durabilidad, reduciendo desgaste y manteniendo la estabilidad bajo condiciones de formaciones complejas. Este desempeño se complementó con una configuración Vortex BHA, incluyendo PowerDrive Orbit G2 y el elastómero DynaMic XE.

Camacho destacó también la importancia de la precisión direccional alcanzada durante la corrida. La trayectoria se mantuvo dentro de los parámetros esperados, favoreciendo una perforación continua, sin desviaciones ni tiempos extra por corrección.

“Este resultado es una demostración de cómo el diseño integrado y la adaptación dinámica de parámetros permiten redefinir el rendimiento en escenarios exigentes”, subrayó en su cuenta de Linkedin.

Otro elemento clave del resultado fue la implementación del Automatic Downlinker V2, que permitió realizar comandos de downlink con 100% de efectividad y en menor tiempo. Este factor aportó control en tiempo real y mayor consistencia en la toma de decisiones operativas, reduciendo tiempos no productivos y optimizando cada etapa del proceso.

Con el impulso de Vaca Muerta, Vista Energy logra un salto del 52% en su EBITDA trimestral

Durante el tercer trimestre de 2025, Vista Energy consolidó su crecimiento en Vaca Muerta gracias a la alta productividad de los pozos en Bajada del Palo Oeste y La Amarga Chica, junto con una estrategia de eficiencia que sigue marcando el pulso del shale argentino.

En ese período, la producción total alcanzó 126.800 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d), lo que representa un aumento del 7% respecto del trimestre anterior y un 74% interanual. Solo la producción de crudo promedió 109.700 barriles diarios, con incrementos similares trimestre a trimestre y año a año.

Más ingresos, menor costo y un EBITDA en alza

El EBITDA ajustado de Vista trepó a 472 millones de dólares, un 17% más que en el trimestre previo y un 52% superior en la comparación anual.
El lifting cost, que mide el costo de producción por barril, se ubicó en 4,4 dólares por boe, un 6% menor al de un año atrás, reflejando el impacto de la eficiencia alcanzada en los desarrollos.

Los ingresos totales sumaron 706 millones de dólares, un salto del 16% trimestral y del 53% respecto de 2024. En tanto, las inversiones ascendieron a 351 millones, impulsadas por la puesta en marcha de nuevos pozos. El resultado neto fue de 315 millones de dólares, con un beneficio por acción de 3 dólares.

Proyecciones de crecimiento en Vaca Muerta

De acuerdo con un informe de Fundación Contactos Petroleros, liderada por Luciano Fucello, Vista Energy se perfila como la segunda operadora con mayor actividad en Vaca Muerta durante 2025, con unas 3.100 etapas de fractura proyectadas, equivalentes al 11% del total nacional.

En el Foro Argentino de Inversiones, el CEO de la compañía, Miguel Galuccio, destacó el impacto del desarrollo de Vaca Muerta tanto para la empresa como para el país. “Comenzamos produciendo 24.000 barriles diarios con un EBITDA de 190 millones de dólares; hoy producimos 125.000 y proyectamos cerrar el año con 1.600 millones”, señaló.

El ejecutivo subrayó que Vista ya invirtió más de 6.000 millones de dólares en Argentina, y proyectó que para 2030 el sector energético aportará un superávit de 30.000 millones de dólares a la balanza comercial.

Vaca Muerta representa el 60% de la producción nacional. Pasamos de un déficit energético de 7.000 millones de dólares en 2012 a un superávit estimado de más de 7.000 millones este año, un cambio de 14.000 millones”, remarcó Galuccio.

Onshore y offshore: soluciones en lubricación para los desafíos más difíciles del petróleo y del gas

La industria del petróleo y del gas opera en contextos desafiantes. Tanto en operaciones onshore u offshore, con frecuencia enfrentan condiciones extremas; y los tiempos de inactividad no planificados para mantenimiento y reparación pueden perjudicar la productividad. En este sentido, la lubricación es uno de los puntos claves que puede impactar en la continuidad en los procesos.

Por eso, la marca MobilTM, con más de 150 años de experiencia en el segmento de la energía, diseña soluciones para ayudar a las empresas a mantener su equipo en funcionamiento.

Gracias a las formulaciones que acompañan la evolución de los motores, los lubricantes ofrecen soluciones capaces de maximizar la vida útil de los componentes de la máquina, aumentar la confiabilidad del equipo y mejorar la eficiencia energética.

Existen tantos lubricantes como aplicaciones según tipos de motores, exigencias a las que están expuestos y entornos operativos específicos de esta industria. Pero, más allá de contar con el producto adecuado, lo recomendable es disponer de un equipo 24×7 de técnicos expertos en la industria que puedan gestionar correctamente los desafíos que se van presentando. Además de implementar una estrategia integral que permita alcanzar nuevos niveles de seguridad, cuidado ambiental y productividad en las operaciones.

Aceites de motor a gas natural

Entre los desafíos a los cuales se enfrentan los aceites de motor a gas natural para sus aplicaciones específicas incluyen:

  • Es crucial elegir un proveedor en el que se pueda confiar, cuyos lubricantes certifiquen las normas API adecuadas para los motores.
  • El nivel correcto de cenizas sulfatadas contribuye a garantizar una lubricación adecuada, depósitos controlados y ayuda a mitigar la recesión de las válvulas.
  • La resistencia a la nitración ayuda a limitar el aumento de la viscosidad, la acumulación de ácido, el desgaste corrosivo, el lodo, el taponamiento del filtro y los depósitos del motor.
  • La resistencia a la oxidación ayuda a mejorar la vida útil del aceite y el rendimiento del motor al minimizar los depósitos y el consumo de aceite.
  • Se necesita un balance adecuado del paquete de aditivos presentes en el lubricante destinado a lubricar equipos cada vez más sofisticados, diseñados para mejorar la eficiencia y aumentar el rendimiento.

En general, las empresas de lubricantes trabajan codo a codo con los Fabricantes de Equipos Originales (OEM) para el desarrollo de productos que estén a la vanguardia para cada aplicación.

En el universo de los motores a gas natural, existen motores de dos (aunque se están dejando de usar) y cuatro tiempos, que operan a diferentes velocidades, con lubricantes con distintos niveles de cenizas y requerimientos en términos de rendimiento y del tipo de gas con el que funcionan. Por eso es importante comprender que cada tipo de motor tiene sus particularidades y hay un lubricante específico para cada uno de ellos, El producto adecuado garantiza un rendimiento eficiente del motor y asegura su funcionalidad en condiciones exigentes.

Aceites para compresores

Elegir el aceite correcto para un compresor de tornillo rotativo o alternativo es esencial para la eficiencia y la productividad. En estos casos, el lubricante adecuado debe ofrecer suficiente fluidez para un rendimiento confiable a baja temperatura, resistir la coquización a altas temperaturas de operación y, en muchas aplicaciones, proteger los componentes de la corrosión por sulfuro de hidrógeno.

En el caso de compresores reciprocantes, se deben utilizar lubricantes de alto rendimiento, formulados para proporcionar resistencia a la oxidación, estabilidad a altas temperaturas y control de depósitos a fin de mantener una operación productiva. En tanto, para compresores de tornillo rotativo, los lubricantes deben funcionar a pesar de los diseños compactos, las temperaturas extremas de operación y el alto rendimiento. Y deben soportar elementos corrosivos, nitración, oxidación y el riesgo de dilución por gas comprimido, de manera de ayudar a minimizar el tiempo de inactividad por mantenimiento y aumentar la productividad.

Dentro de las recomendaciones en los procesos de lubricación, es prioritario analizar periódicamente el estado de los lubricantes. Controlar el estado del aceite, así como también del equipo, evitará paradas no programadas, reparaciones costosas o, en el peor de los casos, reemplazo de equipos.

En definitiva, la combinación de lubricantes adecuados con buenas prácticas operativas y de mantenimiento permite alcanzar niveles superiores de eficiencia, con beneficios en tres dimensiones: seguridad, sustentabilidad y productividad. Una mayor vida útil del aceite y del equipo contribuye a reducir las tareas de mantenimiento y los riesgos asociados; al mismo tiempo, prolongar los intervalos de cambio minimiza la generación de residuos y el potencial de derrames, favoreciendo el cuidado del medio ambiente. Por último, al disminuir el tiempo de inactividad no programado, se potencia la disponibilidad y el rendimiento del negocio.

Aluvional trasladará su planta de procesamiento de arenas al corazón de Vaca Muerta

Aluvional trasladará su planta de procesamiento de arena al yacimiento Bajada del Palo, en Vaca Muerta. Con esta reubicación, la compañía busca optimizar la logística y garantizar un suministro más eficiente de arenas a las operaciones en la Cuenca Neuquina.

La empresa cambiará su modelo operativo para poder tomar arenas de distintas locaciones, incorporando arenas de cercanía.

Los trabajos de traslado comenzarán en el cuarto trimestre de 2025, y se prevé que la planta entre en operación en su nueva localización durante el primer trimestre de 2026.

Aluvional opera una planta de procesamiento que, a través de sistemas de atrición, lavado y filtrado en húmedo, permite eliminar impurezas —como la arcilla— y obtener arenas silíceas con la granulometría requerida para la estimulación hidráulica de pozos no convencionales. Actualmente, la planta procesa unas 130 toneladas de arena cruda por hora.

Aluvional, un actor clave en Vaca Muerta

La fractura hidráulica en Vaca Muerta, al igual que en otras cuencas productoras, se basa en inyectar agua, arena y aditivos a alta presión para abrir microcanales en la roca madre. En ese proceso, la arena cumple un rol clave: mantiene abiertos esos conductos para que el petróleo y el gas puedan fluir hacia la superficie.

Uno de los cambios más importantes en esta etapa operativa es la sustitución de la arena seca por arena húmeda. A diferencia de la primera, que debe someterse a un costoso proceso de lavado y secado en hornos alimentados a gas, la arena húmeda conserva hasta un 6 % de agua, evitando así todo ese circuito industrial previo.

La mejora genera un doble beneficio. Por un lado, reduce las emisiones de gases de efecto invernadero al eliminar el uso de hornos para el secado. Por otro, implica un ahorro económico significativo para las operadoras. Hoy, el costo de una tonelada de arena ronda los 180 dólares cuando proviene de Entre Ríos y cerca de 140 dólares si llega desde Río Negro. Con la adopción de arena húmeda, las proyecciones apuntan a reducir el valor a unos 115 dólares ya colocada en el pozo.

A gran escala, ese cambio representa cifras concretas: cada pad de cuatro pozos demanda alrededor de 45.000 toneladas de arena, lo que podría traducirse en un ahorro de medio millón de dólares por pozo y hasta 2 millones por pad.

Una técnica probada en EEUU

La fractura hidráulica en Vaca Muerta se realizó tradicionalmente con arena seca. Sin embargo, desde 2019 en Estados Unidos y en los últimos dos años en Argentina, comenzó a probarse con arena húmeda, una alternativa más económica y sustentable.

La pionera en incorporar esta tecnología en el país fue Vista Energy, que perforó sus primeros pozos bajo esta modalidad. A partir de esa experiencia, la compañía optimizó sus operaciones: reemplazó las sand boxes iniciales, incorporó camiones tolva para el transporte y rediseñó el sistema dosificador de arena, lo que mejoró la fluidez y la eficiencia en cada etapa del proceso de fractura.

El nuevo petróleo es la información: la apuesta tecnológica de las operadoras

La inteligencia artificial dejó de ser un concepto futurista para convertirse en una herramienta central en el petróleo argentino. Las principales operadoras del país están transformando sus operaciones mediante centros de control en tiempo real, drones, robótica y realidad aumentada. El objetivo es claro: ganar eficiencia, reducir riesgos y anticipar problemas antes de que ocurran.

Desde Vaca Muerta hasta Cerro Dragón, la innovación tecnológica está cambiando la manera en que se produce petróleo y gas. YPF, Pan American Energy y Tecpetrol encabezan este proceso con modelos distintos, pero con una misma dirección estratégica: usar datos e inteligencia artificial como motor de productividad.

Centros de inteligencia en tiempo real: el caso YPF

En diciembre de 2024, YPF inauguró en Buenos Aires su primer centro de operaciones de inteligencia en tiempo real para perforación y terminación de pozos. La iniciativa fue liderada por Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía, como parte de la estrategia para fijar nuevos estándares de eficiencia en Vaca Muerta.

El YPF Real Time Intelligence Center (RTIC) opera las 24 horas los siete días de la semana y permite controlar en simultáneo 20 equipos de torre y 8 sets de fractura. La sala procesa más de 100 variables en tiempo real y analiza más de 80 indicadores clave de desempeño. Esta infraestructura, potenciada por conectividad satelital de alta velocidad, permite que cada pozo sea monitoreado segundo a segundo.

En agosto de 2025, la compañía dio un paso más al inaugurar un RTIC en Neuquén, con capacidad para supervisar más de 2.000 pozos. Allí trabajan 130 personas en células operativas que monitorean perforación, mantenimiento, logística y transporte. El centro también controla la actividad de más de 290 camiones y 350 operarios en campo.

Los drones juegan un rol central. Ocho vuelos diarios permiten inspeccionar instalaciones, detectar anomalías y reportar eventos en tiempo real. “Queremos ser la empresa de no convencional más eficiente del mundo”, señaló Germán Piccin, gerente de Tecnología de YPF, durante la presentación del nuevo espacio.

Operaciones remotas y eficiencia: la estrategia de PAE

Mientras YPF consolida su sistema de inteligencia centralizada, Pan American Energy apuesta a la transformación digital en Cerro Dragón, el mayor yacimiento convencional del país. El Centro de Operación Remota (COR) de la compañía permite supervisar todo el campo desde una única sala, abandonando esquemas de supervisión dispersos y costosos.

Antes, las decisiones operativas se tomaban en forma descentralizada, con recorridos de hasta 20 kilómetros para tareas rutinarias. Hoy, un operador remoto puede abrir o cerrar válvulas desde la sala de control, y la información que antes demoraba dos días llega en tiempo real.

“Este tipo de estrategia nos permite ganar un pozo por día”, explicó Sebastián Federico, gerente del COR. Con la digitalización, PAE redujo a la mitad los recorridos en campo, que llegaban a dos millones de kilómetros mensuales, y apunta a seguir bajando esa cifra. La eficiencia no solo se mide en costos: también se traduce en mayor producción y seguridad.

El despliegue de drones y cámaras inteligentes llevó la supervisión a otro nivel. Actualmente, 10 drones realizan patrullajes diarios, detectan irregularidades y emiten automáticamente órdenes de trabajo. PAE planea aumentar esa flota a 40 unidades. Además, las cámaras térmicas permiten identificar fugas o fallas invisibles al ojo humano, lo que acelera las respuestas y minimiza riesgos.

La conectividad también es parte del ecosistema tecnológico. La instalación de antenas satelitales Starlink en camionetas y el sistema Drixit permiten monitorear en tiempo real la ubicación y condición de los trabajadores. “La idea no es controlar a la gente, sino darle herramientas para que pueda trabajar en el campo”, remarcó Federico.

Realidad aumentada, IA y drones: la visión de Tecpetrol

En el caso de Tecpetrol, la innovación tecnológica se organiza en tres frentes estratégicos: inteligencia artificial, ex reality (realidad extendida) y robótica con drones.

En diálogo con el canal del IAPG durante la AOG 2025, Alan Calvosa, IT Digital Innovation Manager de la compañía, el objetivo es imaginar “al operario del 2030”, equipado con herramientas que mejoren su seguridad y desempeño.

La empresa utiliza realidad virtual para capacitar a operarios en situaciones críticas antes de que pisen el campo. Se simulan cortes de energía, procesos de arranque de planta y procedimientos de contingencia. El hardware es importado, pero el desarrollo de software y la integración tecnológica se realizan con consultores locales.

En paralelo, Tecpetrol busca incorporar drones autónomos en Fortín de Piedra, su yacimiento estrella. La empresa ya opera un dron de este tipo en México y planea replicar esa tecnología en Argentina. Estos dispositivos permiten hacer vuelos programados, obtener imágenes térmicas y medir emisiones de metano sin necesidad de presencia humana en zonas de difícil acceso.

Fortín de Piedra representa el 16% de la producción de gas del país, por lo que cada mejora operativa tiene un impacto significativo. El despliegue de IA y robótica permitirá anticipar fallas, optimizar rutinas y aumentar la disponibilidad de los equipos en uno de los activos más importantes del sector energético nacional.

La expansión de la inteligencia artificial y la digitalización no es un fenómeno aislado. Es una estrategia transversal que cruza a las principales operadoras del país. Cada compañía adapta la tecnología a su perfil operativo, pero todas comparten un mismo lenguaje: datos, conectividad y eficiencia.

Los RTIC de YPF, el COR de PAE y los programas de innovación de Tecpetrol muestran que la industria hidrocarburífera argentina está atravesando un cambio estructural. El petróleo ya no se produce únicamente con equipos y válvulas: también se produce con información procesada en tiempo real.

Los operarios de campo se están transformando en operadores digitales, los recorridos manuales en vuelos de drones y las decisiones diferidas en respuestas instantáneas. La frontera entre el pozo y la pantalla es cada vez más delgada, y el futuro operativo se está definiendo hoy, en cada sala de control.

Pluspetrol perforó un pozo de casi 6 mil metros en La Calera

Vaca Muerta sigue superando barreras y las compañías anotan nuevos registros en materia de producción. Esta vez fue Pluspetrol quien alcanzó un nuevo récord en La Calera, su yacimiento estrella en la roca madre de la Cuenca Neuquina.

El equipo Plus 003 alcanzó los 5.936 metros en 16,5 días superando los promedios históricos del yacimiento. La compañía de servicios San Antonio Internacional destacó que este hito representa un avance significativo en materia de eficiencia operativa y que se debe a la optimización de procesos y logística, junto con la ejecución precisa de cada etapa bajo estrictos estándares operacionales.

La empresa destacó que este tipo de logros reflejan su compromiso con la mejora continua, la previsibilidad y la generación de valor agregado en cada proyecto que desarrolla dentro de la Cuenca Neuquina.

Un bloque clave para la expansión de Pluspetrol

La Calera es uno de los bloques más estratégicos del desarrollo no convencional. Se caracteriza por su combinación geológica de petróleo y gas condensado, lo que lo convierte en un activo único dentro de Vaca Muerta.

En este bloque, Pluspetrol lleva adelante una etapa de expansión acelerada, que forma parte de un plan de crecimiento más amplio en Argentina. La operadora adquirió La Calera y Bajo del Choique a ExxonMobil a fines de 2024, en una operación que marcó un punto de inflexión en su estrategia.

Durante la AOG 2025, Julián Escuder, Country Manager de Pluspetrol, afirmó que la compañía busca alcanzar los 100 mil barriles diarios de producción hacia 2027. “Camisea fue un cambio radical para nosotros, nos permitió cambiar de liga. Hoy tenemos un desafío similar con estos activos, y confiamos en que será el próximo salto para Pluspetrol”, señaló.

La Calera se perfila como un pilar central dentro del crecimiento de Pluspetrol en Argentina. La operadora planea duplicar su producción de gas condensado mediante ampliaciones modulares que brindan flexibilidad operativa y escalabilidad progresiva.

Coordinación y tecnología para alcanzar un récord

San Antonio Internacional explicó que el logro en La Calera fue posible gracias a una coordinación precisa entre equipos técnicos, operativos y logísticos. Cada área cumplió un rol determinante para que los tiempos de perforación se reduzcan sin comprometer la seguridad ni la calidad de los trabajos.

La compañía también subrayó que su modelo de gestión se basa en la excelencia operacional, un enfoque que combina innovación, disciplina y seguridad. Esta estrategia permite sostener una curva de aprendizaje constante en cada proyecto, generando mejoras sostenidas en productividad.

El uso de nuevas tecnologías fue otro factor clave. Se aplicaron herramientas de monitoreo en tiempo real y sistemas de análisis de datos, lo que permitió anticipar escenarios y tomar decisiones rápidas durante la perforación.