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

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

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

Innovación y eficiencia en Cerro Dragón

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

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

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

El modelo PAE: decisiones en tiempo real

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

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

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

Supervisión inteligente y drones en campo

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

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

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

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

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

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

Un cambio cultural en la Cuenca

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

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

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

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

Vaca Muerta acelera con fracking digital e inteligencia artificial

Vaca Muerta se posiciona como una de las principales plays del mundo. Su crecimiento no solo depende de la magnitud de sus recursos, sino también de la capacidad para aplicar tecnología en las operaciones de fracking.

En esta transformación, las empresas de servicios energéticos cumplen un papel decisivo al incorporar digitalización, inteligencia artificial y sistemas de monitoreo.

SLB, antes conocida como Schlumberger, encabeza el desarrollo de soluciones que combinan datos masivos, simulaciones avanzadas y algoritmos predictivos. Con estas herramientas, logra optimizar cada etapa de la fractura hidráulica, ajustando en tiempo real presiones, volúmenes de arena y fluidos.

El resultado es un fracking más eficiente, con menores riesgos operativos y reducción de costos, un factor clave para la competitividad internacional de la cuenca neuquina.

La capacidad de procesar información instantánea marca un cambio profundo en la operación. Los pozos se diseñan con mayor precisión y las fracturas alcanzan mejores resultados, consolidando a Vaca Muerta como un polo atractivo para inversiones en un mercado global cada vez más exigente.

Empresas que apuestan a la digitalización

Halliburton también impulsa un fracking digital en la cuenca. Su estrategia combina sensores avanzados, software de modelado y sistemas de predicción que permiten entender mejor el comportamiento de los reservorios.

La información recopilada durante cada operación se procesa con algoritmos que anticipan fallas y sugieren medidas correctivas antes de que ocurran interrupciones.

Este enfoque mejora la seguridad, agiliza la ejecución y aumenta la productividad. Además, permite a las operadoras planificar fracturas más eficientes y con mayor continuidad, factores que repercuten en la reducción de costos y en la consolidación de Vaca Muerta como motor energético de Argentina.

Calfrac Well Services, por su parte, incorpora equipos de alta potencia que logran fracturas más rápidas y potentes. La compañía complementa su capacidad técnica con sistemas de control digital y sensores que generan información en detalle sobre el desempeño de cada etapa. Estos datos se convierten en un insumo clave para la mejora continua de procesos.

Vaca Muerta y la eficiencia

La apuesta de Calfrac no se limita a la eficiencia técnica. También promueve prácticas que reducen emisiones, optimizan el consumo energético y aprovechan de forma más efectiva los recursos locales. Su enfoque coloca a la empresa como un socio estratégico para un desarrollo sostenido y responsable de la cuenca neuquina.

Tenaris, en tanto, aporta innovación desde la industria del acero. Sus tubos de alta resistencia están diseñados para soportar las exigencias del fracking no convencional. La compañía además avanza en procesos digitalizados y soluciones integradas que permiten conectar la producción industrial con las necesidades específicas de las operadoras en Vaca Muerta.

La combinación de innovación en materiales y abastecimiento ágil desde sus centros industriales en Argentina contribuye directamente a la productividad. La empresa refuerza la competitividad de la cadena de valor al ofrecer productos adaptados a las condiciones locales y con tiempos de entrega más cortos.

Vaca Muerta rompe récords en etapas de fractura de la mano de YPF.

Un fracking potenciado por datos y equipos

El despliegue tecnológico en Vaca Muerta no es un esfuerzo aislado de cada empresa. Se trata de un ecosistema integrado en el que operadoras, pymes y proveedores locales trabajan en conjunto para adaptar soluciones globales a la realidad de la cuenca.

Cada innovación amplía la capacidad de producción, genera empleo calificado y promueve un crecimiento con base tecnológica.

Los efectos ya se reflejan en los resultados productivos. En los últimos años, Vaca Muerta registró récords de extracción de petróleo y gas. La digitalización y la inteligencia artificial aplicadas al fracking permitieron aumentar la productividad por pozo, al mismo tiempo que los costos operativos se mantienen en descenso.

La transición hacia un fracking digital implica también un cambio cultural en la manera de operar. El monitoreo remoto, la automatización de procesos y la toma de decisiones basada en datos consolidan un modelo más ágil, previsible y eficiente para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales.

La proyección es clara: la innovación seguirá marcando el rumbo. Empresas como SLB, Halliburton, Calfrac y Tenaris continúan ampliando sus soluciones, con nuevos equipos, algoritmos más sofisticados y procesos industriales diseñados para potenciar la producción.

El fracking digital y la inteligencia artificial ya forman parte del presente de Vaca Muerta. La combinación de conocimiento global, adaptación local y nuevas tecnologías transforma a la cuenca en un centro de referencia energética.

Su evolución continuará de la mano de quienes integran esta cadena, impulsando a Argentina hacia una mayor competitividad en el mercado mundial de hidrocarburos.

La clave del éxito en Vaca Muerta: ramas laterales XXL

Vaca Muerta está consolidando una tendencia técnica que redefine el desarrollo del shale argentino: la extensión progresiva de las ramas laterales. Con un promedio que oscila entre los 3.200 y 3.400 metros, algunos pozos superan los 5.000 metros con el objetivo de maximizar la estimulación del reservorio para aumentar la producción acumulada de hidrocarburos.

Cada pozo presenta condiciones particulares, pero el objetivo es claro: mientras más volumen de roca pueda estimularse, más petróleo y gas puede extraerse a lo largo de la vida útil del pozo. En ese sentido, la lógica productiva empuja hacia ramas más extensas, aunque esta decisión trae aparejados desafíos técnicos y económicos que las empresas deben evaluar con precisión.

Una ecuación compleja

Extender la longitud lateral de un pozo implica mucho más que perforar más metros. A medida que las ramas se alargan, se requiere un diseño estructural más robusto, materiales más resistentes, mayor cantidad de acero, cambios en la terminación y tecnologías específicas para rotar los tapones de fractura.

Esto incrementa sensiblemente el costo total del pozo. Por eso, cada decisión de ir “más lejos” debe sustentarse en una ecuación técnica-económica: cuánto más puede producir el pozo con esa rama extendida y si ese incremento justifica la inversión adicional. No existe una relación lineal. Perforar mil metros más no garantiza mil barriles más. Dependerá de la calidad de la roca, la presión del reservorio y la eficiencia de la fractura hidráulica, entre otros factores.

En este análisis también entran en juego condicionantes geológicos y regulatorios. Por ejemplo, el borde de la concesión puede limitar la extensión máxima. Si solo quedan 500 o 1.000 metros antes del límite, puede que la decisión más rentable sea extender la rama más allá de lo habitual para cubrir esa zona y no dejar sin estimular un área productiva, ya que perforar un pozo nuevo solo para eso no sería viable.

Un futuro limitado

A pesar del avance sostenido en la longitud de las ramas, no se espera un salto exponencial en el promedio general en el corto plazo. La industria viene aumentando la extensión de manera paulatina, año tras año, y todo indica que esa tendencia continuará. Pero hay límites técnicos y económicos que, por ahora, impiden una generalización de ramas de 5.000 metros como estándar.

Para tener un ejemplo, Estados Unidos experimenta con pozos en U, diseñados para aprovechar zonas específicas del reservorio sin perforar múltiples ramas verticales. Este tipo de tecnología aún no implementa en Argentina, pero representa una posibilidad futura si los costos se reducen y la técnica demuestra eficiencia operativa.

La clave está en la ecuación inversión-retorno. ¿Vale la pena perforar más si el volumen incremental de petróleo o gas no paga esa diferencia? Esa es la pregunta que cada compañía se hace antes de extender una rama más allá del promedio.

El pozo vertical es un “mal necesario”. Es que, si fuera físicamente posible, las operadoras se ahorrarían los metros verticales solo para llegar al shale. Pero como no hay otra forma de alcanzar la Cocina de Vaca Muerta, esa inversión se vuelve inevitable.

Esto se resume a que, una vez concluido el pozo vertical, todo lo que pueda extraerse a través de la rama horizontal representa una oportunidad de maximizar el rendimiento. En definitiva, cuanto más petróleo y gas se pueda “traer” desde la roca madre, mejor será el resultado económico del pozo.

Este enfoque también explica por qué las ramas se están haciendo más largas: ya que se incurre en el costo base de llegar al reservorio, conviene aprovechar al máximo esa inversión inicial.

La Calera es uno de los bloques top de Vaca Muerta.

Las marcas de Vaca Muerta

Cada pozo es una decisión estratégica y cada operadora tiene su propia estrategia. YPF es mantiene el recórd de la rama lateral más extensa de Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal perforó un pozo vertical de 8.376 metros y una rama lateral de 5.114 metros en Loma Campana y, de esta manera, superó su antigua marca de 4.948 metros en el mismo bloque.

En el otro extremo podemos encontrar a Pampa Energía. La operadora mantiene un promedio de 2.500 metros en sus tres bloques en Vaca Muerta: Rincón de Aranda, El Mangrullo y Sierra Chata.

Por su parte, Tecpetrol anunció que logró su rama lateral más extensa en la cuna del shale. La compañía del Grupo Techint perforó una rama lateral de 3.582 metros de rama lateral. Mientras que Pluspetrol tiene su récord de 3.715 metros en La Calera, su mítico bloque de shale gas.

Pan American Energy (PAE) también tiene ramas laterales que superan la media. La compañía tiene dos pozos horizontales que llegaron a los 3.800 metros con objetivo de shale oil en el bloque Lindero Atravesado.

La operadora mantiene promedio de unos 3.500 metros de rama horizontal en los pozos destinados al shale oil y de 3.200 metros en el caso de los pozos de shale gas.

El mapa de Vaca Muerta muestra que algunas ramas laterales serán más largas por necesidad geológica, otras por búsqueda de eficiencia económica y otras por estrategia técnica. La industria avanza hacia modelos de desarrollo más previsibles, pero mantiene la flexibilidad para adaptar el diseño del pozo según las condiciones del bloque.

La evolución de las ramas horizontales en Vaca Muerta es un reflejo de un ecosistema en constante maduración, que combina tecnología, eficiencia operativa, conocimiento geológico y presión económica. Y aunque no todos los pozos serán de 5.000 metros, el camino hacia una mayor productividad ya está marcado.