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Vaca Muerta pisó fuerte en la cuna del shale

Vaca Muerta pisó fuerte en Estados Unidos. El shale argentino marcó el pulso del CERAWeek, el evento más importante del mundo en materia de energía que se celebra en Houston, Estados Unidos.

Los principales referentes del sector hicieron anuncios clave sobre el futuro de Vaca Muerta, que buscará competir de igual a igual con los principales plays del mundo, pero al mismo tiempo se buscó reflejar el interés global por el potencial energético del país y la ambición de consolidarse como un jugador de peso en los mercados internacionales.

El primero en marcar la cancha fue Paolo Rocca. El CEO de Techint destacó: “vamos a competir con Estados Unidos” y adelantó que el país “producirá 1,5 millones de barriles”, lo que generó una gran expectativa en la audiencia.

En diálogo con Kevin Gallagher, CEO de Santos, Rocca aclaró que, si bien Argentina y Estados Unidos competirán en el mercado global, cada país atenderá a distintas necesidades. “Estamos muy lejos uno de otro”, agregó, remarcando que la ubicación geográfica de Argentina y su estructura de costos pueden ofrecer ventajas competitivas en ciertos mercados estratégicos.

Además, el pope de Techint destacó que el gas ocupará un rol clave en la nueva transición energética impulsada tras la llegada de Donald Trump a la Casa Blanca. “Hay que hacer una transición más pragmática. Que en vez de net zero, sea low carbon. Tiene que tener sentido económico y no ser una carga para la sociedad”, explicó, en una clara referencia a la necesidad de combinar sostenibilidad con rentabilidad.

Exportaciones

Continuando en la línea exportadora, el secretario coordinador de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, presentó un ambicioso plan que busca alcanzar el millón de barriles diarios de exportación y generar 30.000 millones de dólares anuales en minerales, una cifra que, de concretarse, podría cambiar radicalmente la balanza comercial argentina.

En cuanto al gas, González confirmó que está por cerrarse el segundo barco de GNL, que llegaría entre fines de 2027 y principios de 2028. “Vamos a estar en 6 MPTA de exportación de GNL entre ambos proyectos”, detalló, mostrando optimismo sobre la consolidación del país como exportador clave en el mercado del gas natural licuado.

Atractivo argentino

Otro anuncio fuerte vino por parte del Managing Director de Harbour Energy, Gustavo Baquero, quien resaltó que Argentina es uno de los cuatro países clave para la compañía a nivel global.

“Estamos en 10 países, pero hay 4 que son nuestro core: Reino Unido, Noruega, México y Argentina. Estamos en 500 mil barriles a nivel mundial y Argentina explica 70 mil barriles con planes de seguir creciendo”, afirmó, evidenciando el peso estratégico de la región en la estrategia de expansión de la compañía.

Baquero también subrayó el apoyo social al desarrollo del Oil&Gas en la región, diferenciándolo de Europa. “Tenemos el recurso humano y buenas universidades. Creo que Argentina está haciendo un gran trabajo en gas con el proyecto LNG”, agregó, poniendo en valor el talento técnico y la capacidad de innovación del país.

En tanto, Ricardo Ferreiro, presidente de E&P de Tecpetrol, anunció que la compañía busca replicar el éxito de Fortín de Piedra en el shale oil con Los Toldos II Este. “Argentina está en camino a solucionar los problemas de infraestructura. Si el proyecto LNG tiene éxito, el gas también tiene una gran ventana”, dijo Ferreiro, resaltando que la infraestructura es clave para el desarrollo sostenible de la industria.

 

Vaca Muerta alcanzó una nueva marca récord.

 

YPF y su plan de expansión en Vaca Muerta

Horacio Marín fue quién realizó los anuncios más preponderantes. En el marco del “CEO Series Breakfast”, que realiza el IAPG Houston en esa ciudad, el CEO de YPF presentó una serie de anuncios clave que abarcan proyectos de gas natural licuado (GNL), infraestructura, la venta de campos maduros y el desarrollo de sistemas en tiempo real.

El pope de la compañía de mayoría estatal destacó que la empresa tuvo reuniones con dos super majors interesadas en el proyecto Argentina LNG y anticipó que en abril se anunciaría la decisión final de inversión (FID) para la primera fase, que incluirá dos barcos con un total de 6 MPTA. “Podría ser un notición que cambiaría completamente lo pensado hasta el momento”, dijo Marín, generando expectativas sobre el impacto de la inversión.

Además, anunció que YPF invertirá 20.000 millones de dólares en 1.050 pozos con las nuevas cuatro concesiones adquiridas en Neuquén. “En 2026 vamos a hacer una compañía dedicada totalmente al no convencional y queremos ser mejor que cualquier empresa americana”, aseguró. También confirmó la entrada de Chevron y Shell en el proyecto VMOS y su apoyo al Duplicar X, una alternativa para ampliar la capacidad de evacuación de Vaca Muerta.

Otra novedad destacada fue su crítica a la arena de Río Negro, señalando que su uso genera una pérdida del 20% en las reservas. Por ello, propuso una inversión en infraestructura, posiblemente un tren, para trasladar arena desde Entre Ríos sin saturar las rutas. “Tenemos que optimizar toda la cadena logística si queremos ser más competitivos”, sentenció.

Otra posible venta de activos

El anuncio de TotalEnergies también generó sorpresas en Houston y generó un fuerte cimbronazo en la escena local. El CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanne, confirmó que la empresa está evaluando la venta de activos en Neuquén, incluyendo La Escalonada y Rincón de la Ceniza.

“No estamos interesados en desarrollar petróleo no convencional por diferentes razones”, explicó, aunque no descartó mantener inversiones en otros segmentos estratégicos dentro de la región.

El proceso de venta es gestionado por el banco Jefferies, que llevó adelante la operación de ExxonMobil con Pluspetrol. La compañía espera recibir ofertas no vinculantes en las próximas semanas y evaluar el interés del mercado.

Integración energética

Asimismo, el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous, destacó la importancia de la integración energética en la región y propuso nuevas infraestructuras para exportar gas de Vaca Muerta a Brasil a través de Bolivia. “Bolivia va a necesitar el gas de Argentina y también queremos terminar el gasoducto Uruguayana – Porto Alegre”, comentó, subrayando la oportunidad que representa una mayor interconexión entre países.

Markous también subrayó la necesidad de inversiones en Vaca Muerta, estimadas en 19.000 millones de dólares anuales, y destacó el uso de inteligencia artificial para mejorar la eficiencia operativa. “Siempre nos comparamos con Estados Unidos. Tenemos un Real Time Operation Center en Buenos Aires donde controlamos todo lo que hacemos”, reveló.

En este marco, elogió las políticas económicas de Javier Milei. “El gobierno está en el camino correcto. La roca de Vaca Muerta a veces es mejor que la de Permian. El problema era la superficie y ahí el gobierno hizo un gran trabajo”, aseveró.

Bulgheroni visitó el pozo de shale en Chubut

La Cuenca del Golfo San Jorge busca reconvertise y este martes recibió una buena señal positiva para buscar nuevos horizontes. El CEO de Pan American Energy (PAE), Marcos Bulgheroni, y directivos de la compañía estuvieron presentes en el pozo no convencional que se lleva a cabo en el yacimiento Rio Chico.

“Es una visita positiva para todos ya que tanto la empresa como nosotros apostamos al éxito de este pozo no convencional que le dé una esperanza también a Chubut después de esta crisis que está viviendo la Cuenca”, afirmó el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, Jorge Ávila.

“Estamos haciendo juntos un esfuerzo importante para reinventar la producción petrolera en la provincia”, ponderó y subrayó “es un gran desafío poder desarrollar el no convencional en la Cuenca”.

Tal como viene informando eolomedia, PAE realizó un pozo exploratorio con objetivo shale gas en Rio Chico. La operación estuvo a cargo de DLS. El pozo PRCh.xp-1137(h) tiene una profundidad vertical de 2347 metros con una rama horizontal de 1500 metros y estuvo a cargo del equipo DLS 160. El proyecto también demandó unas 25 etapas de fractura que fueron realizadas por Halliburton.

Otras de las compañías involucradas fue Wenlen, por lo que se estima que más de 100 personas estuvieron vinculadas al proyecto.

No es la primera vez que Bulgheroni y Ávila se muestran juntos para hablar de la exploración shale en Chubut. En febrero hubo una reunión donde, según el dirigente gremial, PAE tendría el compromiso de avanzar en cuatro pozos adicionales en la provincia si los resultados de este primer ensayo son auspiciosos.

Un marco normativo shale

En este marco, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, adelantó que la provincia trabaja en un marco normativo para incentivar la producción no convencional.

“Hay que hacerlo con prudencia y con inteligencia. No podemos avanzar sin tener certezas. Todos tienen que saber que estamos trabajando en un marco normativo para ser lo suficientemente competitivos para avanzar al no convencional”, aseveró Torres.

Se buscará establecer condiciones diferenciales respecto a Neuquén. “El alivio fiscal tiene su enfoque en los derechos de importación y en la provincia, la baja de las regalías será para las áreas marginales. Esto apunta a la recuperación terciaria y en el caso de la reconversión, queremos ser más competitivos que Neuquén por obvias razones. Acá quien venga a invertir, debe explorar y eso implica un riesgo”.

Restringen el abastecimiento de gas a empresas por el temporal en Bahía Blanca

El Ente Nacional Regulador de Gas (Enargas) interrumpió el suministro de gas a industrias y grandes empresas por la salida de funcionamiento de la la Planta General Cerri, operada por TGS, afectada por el trágico temporal en la localidad de Bahía Blanca.

En ese marco, el organismo aseguró que el gas disponible para la demanda prioritaria (hogares, hospitales, colegios, comercios) está “garantizado”.

Según informó el Enargas, debido a las “condiciones climáticas extremas en Bahía Blanca, la Planta General Cerri, operada por Transportadora de Gas del Sur S.A. (TGS), quedó fuera de servicio”, lo que “ha generado una reducción en el suministro de gas natural”.

En ese sentido, se han tomado las siguientes medidas, en el marco de las Pautas de Despacho vigentes:

  • Cambiar la generación de electricidad de gas a combustibles líquidos, resguardando el abastecimiento eléctrico.
  • Restringir el suministro de gas a servicios que pueden ser interrumpidos, en aquellos casos en que esta medida resulte útil.

Por último, Enargas informó que está monitoreando la situación junto con la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía de la Nación, TGS y TGN para restablecer el suministro normal lo antes posible.

Shell apuesta al proyecto Crux para seguir dominando el mercado del GNL

Shell obtuvo la aprobación ambiental para su plan de instalación y puesta en marcha en frío del campo de gas Crux. La autorización proviene de la Autoridad Nacional de Seguridad y Gestión Ambiental del Petróleo Offshore (NOPSEMA), lo que marca un paso clave en el desarrollo del proyecto ubicado en la Cuenca Browse, a 190 km de la costa noroeste de Australia.

El proyecto Crux, aprobado en mayo de 2022, está ubicado en aguas comunes en la Cuenca Browse, a unos 620 km al noreste de Broome. Con una profundidad de aproximadamente 165 metros, el desarrollo es liderado por Shell en asociación con SGH Energy. La primera autorización ambiental se otorgó en 2020 con la aprobación del Proyecto Offshore Crux (OPP).

El desarrollo de Crux

La reciente aprobación ambiental del 5 de marzo de 2025 permite a Shell avanzar con la instalación de la infraestructura del proyecto, que incluirá el gasoducto de exportación, subestructuras y plataformas, así como actividades de puesta en marcha en frío. Estas actividades se llevarán a cabo en la licencia de producción AC/L10 y en las licencias de gasoductos WA-33-PL y AC/PL1.

El cronograma prevé que los trabajos comiencen en 2025 y se extiendan hasta la segunda mitad de 2027. La duración del proyecto dependerá de la disponibilidad de embarcaciones, eficiencia operativa y condiciones climáticas. Se espera que las actividades se desarrollen en varias fases, con trabajos de instalación y puesta en marcha que duren aproximadamente tres años.

La infraestructura incluirá una plataforma operada de manera remota desde Prelude y conectada mediante un gasoducto de exportación de 160 km. Se perforarán inicialmente cinco pozos, y la plataforma permitirá la transferencia de gas hacia la planta flotante Prelude FLNG para su procesamiento y licuefacción.

 

 

Impacto y perspectivas del proyecto

El gas extraído del yacimiento Crux servirá como fuente de gas de relleno para la instalación Prelude FLNG. Se estima que la capacidad de suministro alcanzará los 550 millones de pies cúbicos estándares de gas por día. Este suministro contribuirá significativamente a la producción de gas natural licuado (GNL) en la región.

Además, Shell implementará un plan de inspección, mantenimiento y reparación (IMR) para la infraestructura instalada. Aunque se ha diseñado para minimizar la necesidad de intervenciones, factores como interacciones de terceros o ciclones severos podrían requerir mantenimiento adicional. Durante el periodo de preservación, que durará aproximadamente dos años, se garantizará la integridad de la infraestructura antes de la producción a gran escala.

Los trabajos incluyen la instalación del gasoducto de exportación en un período estimado de cinco meses, la instalación de la conexión flexible y el umbilical en seis semanas, y la instalación de la subestructura de Crux en un período de tres meses. Además, la instalación de las plataformas tomará aproximadamente seis meses, mientras que las modificaciones en Prelude y las actividades de conexión y puesta en marcha en frío se extenderán por cerca de dos años.

La clave de Shell

Cada una de estas actividades se ejecutará las 24 horas del día, los siete días de la semana, considerando los requerimientos operacionales y de seguridad. Shell destaca que la planificación del proyecto ha considerado todos los escenarios posibles para garantizar su viabilidad en cualquier época del año.

Como parte de su estrategia de optimización operativa, Shell ha adoptado software basado en la nube para la gestión de datos y activos en proyectos como Crux. Este enfoque busca mejorar la eficiencia en la administración de infraestructuras complejas y asegurar un desempeño óptimo a largo plazo.

El gasoducto y las modificaciones en Prelude permitirán iniciar la producción en 2027, consolidando a Shell como un actor clave en la industria del gas natural licuado en Australia y fortaleciendo su presencia en el mercado energético global

Pampa Energía alcanzó un récord histórico en su producción de gas

Pampa Energía presentó este jueves ante inversores sus resultados del cuarto trimestre de 2024 e informó los logros alcanzados durante el año pasado. Crecimiento en su producción de gas y energía eléctrica, avances en el desarrollo de Rincón de Aranda y su solidez financiera fueron los puntos más destacados.

Gustavo Mariani, CEO de Pampa, dijo: “Tuvimos un excelente 2024, donde nuevamente consolidamos nuestro crecimiento. La producción de gas aumentó un 21% respecto a 2023, lo que significa casi un 80% respecto a 2017”. “Además, estamos con una sólida posición financiera. Nuestro EBITDA creció un 19% interanual y la deuda neta se redujo a 410 millones de dólares, el nivel más bajo desde 2016” agregó.

En energía eléctrica, la compañía destacó que durante 2024 se consolidó por séptimo año consecutivo como el mayor generador privado del país, con un aporte del 15,3% del total país y un crecimiento del 4% con respecto a 2023. Este logro fue posible gracias a una disponibilidad del 95% en su parque generador y la puesta en marcha de su Parque Eólico Pampa Energía VI.

La meta de Pampa

Además, la empresa informó que continúa trabajando en su yacimiento Rincón de Aranda, donde tiene planificada una inversión de 1.500 millones de dólares para multiplicar por diez su producción de petróleo. Actualmente, ya completó un pozo y perforó tres pads adicionales, mientras avanza en la construcción de instalaciones, un gasoducto y un oleoducto.

Para 2025, planea completar siete pads con cuatro pozos cada uno y alcanzar una producción de 20 mil barriles de petróleo diarios durante el segundo semestre del año. En abril comienza la producción, en línea con la puesta en marcha del oleoducto Duplicar de Oldelval.

También se destacó el avance en la licitación del proyecto presentado por TGS, empresa co-controlada por Pampa, para la ampliación del sistema de transporte de gas. Una iniciativa privada que contempla una inversión de 700 millones de dólares, para aumentar la capacidad del Gasoducto Perito Moreno y ejecutar obras de ampliación en el sistema regulado de TGS.

Por último, Pampa afirmó que gracias al mercado de deuda internacional pudo extender a 7 y 10 años su perfil de deuda, emitiendo dos bonos con las tasas de interés más competitivas del mercado y cancelando completamente su bono de 2027.

Tight gas: la mirada sobre el otro no convencional

¿Cómo arrancó la actividad gasífera en Vaca Muerta? ¿Quién marcó el pulso del gas en la Cuenca Neuquina? Las respuestas para esas preguntas y muchas más están en el tight. La historia marca que en el 2006 se comenzó a explorar este segmento, pero tuvieron que pasar siete años para que la producción comenzará a crecer considerablemente.

Fue recién en 2016 cuando se dio el punto de inflexión cuando los pozos horizontales comenzaron a ser una cotidianidad en Vaca Muerta. Dos años más tarde comenzaría el reinado del shale de la mano de la Resolución 46.

Resurgimiento y caída del tight

Sin embargo, el tight volvió a aparecer en escena en 2020. La excusa fue el lanzamiento del Plan Gas.Ar donde las compañías salieron rápidamente a buscar gas para cumplir con los compromisos asumidos. La infraestructura disponible y la producción a la mano fue el combo perfecto para las compañías.

El programa de incentivos del Gobierno nacional permitió que el tight volviera a ser considerado y que la producción gasífera de las compañías se viera impulsado. El mejor fue YPF que, en el 2020, duplicó su producción en tres meses. Pero la actividad del tight fue quedándose con el paso del tiempo.

El shale le ganó la pulseada cuando apareció Fortín de Piedra. Los obstáculos fueron superados y el no convencional encontró su manera de reconvertirse. Si bien los pozos de tight son considerados más “económicos”, el rendimiento del shale es sumamente más rentable para las compañías.

En números

La producción total de gas en Argentina alcanzó los 125 MMm3/d en diciembre de 2024, registrando una caída de 2 MMm3/d respecto a noviembre. En términos anuales, el gas convencional y el tight gas descendieron un 6% y un 7%, respectivamente, mientras que el shale gas creció un 20%.

Según el informe de Aleph Energy, el tight gas sigue perdiendo participación en la producción total de gas del país. En diciembre de 2024, su producción fue de 14.4 MMm3/d, consolidando una caída del 7% interanual. Entre las áreas más afectadas figuran Sierra Chata (-33%), Loma La Lata (-27%) y Estación Fernández Oro (-19%).

El tight gas tuvo un crecimiento sostenido hasta 2018. Sin embargo, el giro de las inversiones hacia el shale gas, debido a su mayor rendimiento y mejores incentivos, ha generado un declive constante en su producción. Esta tendencia se ha profundizado en los últimos años.

YPF, Pampa Energía y CGC concentran el 81% de la producción total de tight gas en Argentina. En general, se observa una caída en la producción de la mayoría de los operadores, con la excepción de CGC, que mantiene crecimiento en los bloques Campo Indio Este y Cañadón Seco.

Las razones

Por otro lado, la producción de shale gas ha experimentado un crecimiento notable, especialmente tras la pandemia. En diciembre de 2024, la producción alcanzó los 6.13 MMm3/d, con un incremento del 20% en el último año móvil.

El crecimiento del shale gas ha sido impulsado por mejoras en infraestructura. En agosto de 2023 se completó la Fase I del Gasoducto Néstor Kirchner, aumentando la capacidad de transporte de gas en la Cuenca Neuquina en 11 MMm3/d. En 2024, las compresiones de Tratayén y Saliqueló añadieron 10 MMm3/d adicionales.

El auge del shale gas y la constante caída del tight gas reflejan el cambio de tendencia en la producción de hidrocarburos en Argentina. La infraestructura y las inversiones continúan favoreciendo al shale, consolidando su predominio en el sector energético del país.

GNL: Vaca Muerta y la desventaja geográfica

Argentina tiene un enorme potencial para convertirse en un jugador clave en el mercado del gas natural licuado (GNL), pero enfrenta un desafío crucial: la distancia. La ubicación del país en el extremo sur del continente lo pone en desventaja frente a sus competidores más cercanos a los principales mercados de consumo en Europa y Asia.

Los grandes exportadores de GNL, como Qatar, Australia y Estados Unidos, tienen rutas marítimas más cortas y eficientes hacia China, India y Europa. Argentina, en cambio, debe recorrer largas distancias desde sus futuros proyectos de GNL en Río Negro hasta los principales centros de regasificación en el mundo.

Para llegar a China, a la terminal de Rudong, la distancia es de aproximadamente 9,500 millas náuticas. Para alcanzar la terminal de Dahej en India, el recorrido es de alrededor de 8,000 millas náuticas. En el caso de Alemania, con la terminal de Wilhelmshaven como punto de llegada, la distancia se reduce a unas 6,500 millas náuticas.

La distancia del GNL

En comparación, otros exportadores tienen ventajas significativas en términos de distancia. Desde la planta de Sabine Pass en Luisiana, EE.UU. puede enviar GNL a la terminal de Rudong en China con un trayecto de 7,000 millas náuticas. Hacia la terminal de Dahej en India, la distancia es de 6,000 millas náuticas, mientras que hacia Wilhelmshaven en Alemania es de 4,000 millas náuticas.

Qatar, con su planta de Ras Laffan, está aún mejor posicionado. La distancia hasta la terminal de Rudong es de 5,900 millas náuticas, mientras que hasta Dahej en India es de solo 1,400 millas náuticas. En el caso de Alemania, la terminal de Wilhelmshaven está a 3,800 millas náuticas de Qatar.

Canadá, con la planta de LNG Canada en Columbia Británica, tiene distancias de 4,700 millas náuticas hasta China. Para llegar a India, el trayecto es de 7,800 millas náuticas, mientras que hasta Alemania son 4,900 millas náuticas. Australia, desde la planta de GNL de Darwin en el Territorio del Norte, puede enviar GNL a China con solo 2,800 millas náuticas.

Para llegar a India, la distancia desde Australia es de 4,500 millas náuticas, mientras que hasta Alemania el recorrido asciende a 11,000 millas náuticas

La búsqueda de ser competitivos

Argentina deberá mejorar la eficiencia en toda su cadena logística. Esto incluye la optimización de puertos, la reducción de costos de transporte y la firma de acuerdos estratégicos con compradores. Sin una infraestructura moderna y eficiente, la ventaja de sus vastas reservas de gas no será suficiente para competir en el mercado global.

Qatar lidera en términos de proximidad y rutas optimizadas hacia Asia y Europa. Rusia también cuenta con ventajas geográficas clave, con acceso directo a Europa y un corredor ártico para Asia. EE.UU. se consolida como proveedor flexible con acceso al Atlántico y Pacífico, permitiéndole abastecer a múltiples mercados con costos relativamente bajos.

La necesidad de mejorar la logística

Los compradores asiáticos y europeos buscan proveedores confiables con costos de transporte competitivos. Australia, Malasia y Qatar pueden enviar GNL a China e India con distancias de entre 2,000 y 6,000 millas náuticas. Argentina enfrenta trayectos significativamente más largos, reduciendo su atractivo para estos mercados clave.

Si quiere jugar en la liga del GNL, debe desarrollar infraestructura de licuefacción, firmar acuerdos de suministro a largo plazo y mejorar la logística portuaria. Con Vaca Muerta como base y los proyectos en Río Negro en desarrollo, el país tiene el potencial de ser un gran exportador, pero solo si supera las barreras logísticas y de costos en el transporte.

Vaca Muerta comenzó el año conectando 33 pozos

Vaca Muerta comenzó el 2025 como terminó el 2024: superando sus propios récords. Esta vez la formación no convencional logró aumentar la cantidad de pozos conectados y mostró un crecimiento interanual más que interesante.

Según el informe de la consultora Economía & Energía, las compañías conectaron 33 pozos en enero esto significa un aumento del 94% con respecto al mismo mes del 2024 y un leve crecimiento (para lo que nos tiene acostumbrado el shale argentino) del 6% con respecto a diciembre de 2024.

El detalle de las operaciones

Como sucede normalmente en la época estival, los pozos petroleros le ganan a los gasíferos debido a la baja de la demanda. Sin embargo, YPF conectó 2 pozos en el bloque Las Tacanas donde la compañía busca explotar la ventana del shale gas de Vaca Muerta.

Otro dato cotidiano es que la empresa de mayoría estatal sigue liderando la actividad en la roca madre y en enero se anotó 21 pozos conectados que se dividieron en 2 de gas y 19 de petróleo.

En el shale oil, los pozos estuvieron distribuidos en 9 Loma La Lata – Sierra Barrosa, 6 en Loma Campana – su nave insignia- y 4 en Aguada del Chañar.

Luego se posicionó Tecpetrol con 4 pozos enganchados en Puesto Parada, el bloque con el que la compañía del Grupo Techint quiere llevar todo su know how en Fortín de Piedra a la ventana petrolera del no convencional. El primer paso ya lo dio y logró superar la barrera de los 1.000 metros cúbicos diarios.

Pan American Energy (PAE) se anotó con 3 pozos conectados en Aguada Cánepa y Vista con uno de sus tanques, Bajada del Palo Este, dijo presente en el primer mes del año con 2 pozos enganchados. La misma cantidad de actividad registró Phoenix Global Resources en su proyecto en Mata Mora Norte.

El registro fue cerrado por ExxonMobil. La compañía estadounidense conectó un pozo en Bajo del Choique – La invernada.

La limitación de Vaca Muerta

El registro más alto en la perforación de Vaca Muerta se estableció en junio de 2024 cuando se conectaron 44 pozos. Este año se espera que ese techo sea superado debido al avance de los proyectos de las operadoras y al alivio de los cuellos de botella en el transporte de la producción.

Sin embargo, tal como viene informando eolomedia, el foco estará puesto en la limitación de los perforadores. La cantidad de equipos es finita y piden aire para poder cumplir con las metas de las compañías para este año.

Las proyecciones marcan que conectarán cerca de 500 pozos, un aumento aproximado del 23% con respecto a los 405 pozos que se conectaron el 2024 en la formación no convencional.

La estrategia apunta a realizar pozos más largos con el mismo equipo de perforación, maximizando la eficiencia de las etapas de fractura. Esto implica una inversión significativa en nuevas tecnologías y metodologías de perforación más eficientes.

Si bien las compañías traerían 4 nuevos taladros, el shale reclama fierros para poder seguir produciendo y convertirse en el motor productivo de la región.

Santa Cruz comienza a tentar al mundo con el gas de Palermo Aike

Palermo Aike quiere ser el nuevo polo exportador de gas del país. YPF y CGC encabezan la exploración de la roca madre de la Cuenca Austral y el Gobierno de Santa Cruz muestra el potencial de la hermana menor de Vaca Muerta al mundo.

Uno de los primeros en interiorizarse sobre el shale del sur fue Corea del Sur. La potencia asiática envió una comitiva a la provincia para conocer los detalles del no convencional santacruceño.

El embajador de Corea del Sur en Argentina, Lee Yong Soo; junto al Cónsul de Corea del Sur en Argentina, Jang Myung Soo, y el asesor de Economía en la Embajada de Corea del Sur en Argentina, Rodrigo Pedro Calixto Calderón visitaron el puerto de Punta Loyola y el predio de almacenamiento de CGC que se encuentra cercano a dicho sector.

El ministro de la cartera de Energía y Minería de Santa Cruz, Jaime Álvarez, fue quien los acompañó y subrayó la importancia de llevar adelante estas acciones de lazos de cooperación donde Santa Cruz muestra al mundo sus potencialidades.

Asimismo, el funcionario aseveró que “para nuestro agrado el embajador quedó gratamente sorprendido de las instalaciones portuarias que tiene la provincia, y están muy interesados en el sector energético, fundamentalmente gas natural licuado, ya que es su país muy industrializado y le falta energía para mantener y sostener esa industrialización”.

Oportunidades para el gas del sur

El ministro destacó que la delegación vio muy positiva la salida al mar de la provincia. “Mostramos las posibilidades que tenemos y las instalaciones, hemos visto que han quedado sorprendidos porque Santa Cruz está bendecida con su salida hacia el Atlántico y hacia el Pacífico”, consideró.

Ante la consulta de la importancia de estas visitas anticipó Álvarez que el pedido del embajador fue toda la información acerca del petróleo y gas. “Seguramente van a tener requerimientos energéticos, y si podemos trabajar y llegar a algo concreto, seguramente va a ser exportación de energía de Santa Cruz hacia Corea o hacia otras partes del mundo”.

En cuanto al beneficio para la provincia y para los inversores explicó que “Santa Cruz es una provincia energética, históricamente exportó petróleo de sus puertos a puertos nacionales o a puertos internacionales. El gas fue transportado por el gasoducto general San Martín al norte del país”.

Salidas para Palermo Aike

“Hoy con Vaca Muerta desde Neuquén abasteciendo gran parte del país y nosotros con Palermo la producción de gas no convencional que va a ser el futuro seguramente de Santa Cruz necesitamos buscar alternativas para la colocación de ese gas”, amplió.

El ministro remarcó: “Si el norte del país está abastecido por Vaca Muerta, nosotros saldremos con nuestras capacidades energéticas por barco al mundo, a través de los dos océanos”.

Por último, Jaime Álvarez destacó los potenciales productivos de Santa Cruz y que ellos podrían llegar a otras partes del mundo como fuente de energía limpia. “Contamos con la posibilidad que, nuestro petróleo, el gas y la electricidad se transporte en diferentes alternativas, como amoníaco, como hidrógeno verde, como hidrógeno de otros colores, como gas natural licuado, como GLP, transformado en fertilizantes como urea, como nitrato de amonio, metanol, o como aluminio”.

Más allá de Vaca Muerta: PAE realizaría otros cuatro pozos shale en Chubut

“No todas son malas para Chubut”. Con esas palabras Jorge Ávila celebró la decisión de Pan American Energy (PAE) de explorar el potencial no convencional de la Cuenca del Golfo San Jorge.

El secretario general del Sindicato del Petroleros Privados de Chubut se reunió con el CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, para repensar la actividad hidrocarburífera en la región de cara a lo que se viene en materia de exploración no convencional.

Tal como informó eolomedia, la operadora realizó un pozo exploratorio con objetivo shale gas en Rio Chico. La operación estuvo a cargo de DLS. El pozo PRCh.xp-1137(h) tiene una profundidad vertical de 2347 metros con una rama horizontal de 1500 metros y estuvo a cargo del equipo DLS 160. El proyecto también demandó unas 25 etapas de fractura que fueron realizadas por Halliburton.

Otras de las compañías involucradas fue Wenlen, por lo que se estima que más de 100 personas estuvieron vinculadas al proyecto.

LA renovada apuesta de PAE en Chubut

“Todos estamos apostando a que este pozo que se dio, tenga éxito para poder desarrollar cuatro pozos más en la provincia, que garantizarían un no convencional en la provincia”, subrayó Ávila.

“La exploración de los no convencionales en la Cuenca representan una apuesta fuerte a un nuevo potencial que va a incrementar sin dudas la actividad en la zona”, sostuvo el dirigente gremial y agregó “ojalá haya más empresarios con la visión y compromiso de Marcos Bulgheroni, que logren ver el gran potencial que todavía tiene el Golfo San Jorge e inviertan en la región”.

En el encuentro tanto los representantes de la operadora como el titular de petroleros convencionales reafirmaron su compromiso de repensar el presente y el futuro de la producción hidrocarburífera de Chubut; garantizando la paz social, la defensa de los puestos de laborales poniendo en valor los recursos de la Cuenca del Golfo.