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Industria petrolera

VMOS fortalece sus vínculos con proveedores locales en Río Negro

En Cipolletti, las autoridades del consorcio Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) identificó demandas específicas para el proyecto y detallaron especificaciones técnicas a las cámaras, PYMES y empresas de servicios locales.

Gustavo Chaab, CEO de VMOS, y Lucía Griffi, gerenta de Compras, Contrataciones y Logística, brindaron una charla en la Secretaría de Energía de Río Negro, en un encuentro organizado junto a la Cámara de Empresas de Servicios de la Provincia.

Allí, se compartieron los avances del Oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) y se explicaron las precisiones técnicas a empresas locales que podrían formar parte de la etapa de producción y mantenimiento del oleoducto.

En detalle, las necesidades van desde servicios a la operación, así como otras generales hacia el personal asociados a alquileres de vehículos y maquinaria, limpieza, servicios de catering y gastronomía, limpieza, y otros vinculados a monitoreos ambientales y servicios de consultoría.

Las empresas interesadas pueden acercarse a la compañía desde la Cámara de Empresas de Servicios de Río Negro, la Academia de YPF y el listado de proveedores de la Secretaría de Río Negro.

Durante la jornada, el CEO de VMOS, Gustavo Chaab, explicó que esta instancia marca el inicio de la etapa operativa del proyecto, donde se requerirá una amplia red de servicios locales. “Formamos nuestro equipo de compras y contrataciones y vinimos a buscar proveedores para todos los servicios de operación y mantenimiento del ducto”, señaló. Entre los rubros mencionó mantenimiento de instalaciones, servicios eléctricos e instrumentales, transporte, alimentación, vestimenta, monitoreos ambientales, consultorías, salud y seguridad.

Chaab destacó además que el alcance de la convocatoria “abarca todo el mapa de Río Negro”, con operaciones distribuidas entre el Valle y la zona Atlántica, donde se emplaza la terminal de exportación en Punta Colorada. En este sentido, remarcó los cuatro valores que guían la gestión del consorcio y que serán centrales para la selección de proveedores: seguridad, sustentabilidad, eficiencia e integridad.

El consorcio VMOS está integrado por las principales operadoras de Vaca Muerta: YPF (25%), Pluspetrol (17%), Vista (10%), Shell (8%), Chevron (10%), Tecpetrol (8%), Pan American Energy (11%), Pampa Energía (10%) y GyP (1%), lo que lo convierte en la alianza industrial más grande del país en infraestructura petrolera.

El oleoducto, de 437 kilómetros, conectará Allen con Punta Colorada, y su terminal contará con seis tanques de 120.000 m³ cada uno, destinados al almacenamiento de crudo para exportación.

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.

Qué impacto tendría la reforma laboral en Vaca Muerta

La industria petrolera vive un ciclo de expansión marcado por la producción récord en Vaca Muerta, la construcción de infraestructura clave y la necesidad de incorporar mano de obra calificada. El sector se apoya en mejoras de eficiencia y en la ampliación de inversiones para sostener el crecimiento. En medio de esta dinámica, el Gobierno nacional avanza con un proyecto de reforma laboral que promete cambiar reglas históricas del mercado de trabajo argentino.

El paquete propone flexibilizar la organización del empleo, reducir la litigiosidad y ofrecer incentivos fiscales para nuevos puestos. Aunque la normativa no nombra explícitamente al sector hidrocarburífero, su impacto puede ser directo, especialmente en rubros que dependen de contratistas y turnos rotativos para sostener operaciones continuas.

Las empresas de servicios y las compañías operadoras siguen de cerca el debate. La incertidumbre reside en cómo convivirán los cambios con los convenios colectivos petroleros, reconocidos por tener estándares laborales elevados y una fuerte presencia sindical.

Mayor flexibilidad laboral: ¿una ventaja para la productividad?

Uno de los ejes principales del proyecto es la capacidad de los empleadores para introducir cambios en formas y modalidades de trabajo, siempre que no afecten elementos esenciales del contrato. Esa potestad apunta a mejorar la reorganización interna, en línea con sectores donde las condiciones operativas se modifican de manera constante.

En el shale neuquino, donde la planificación diaria depende de la disponibilidad de equipos, el clima y la logística, las compañías suelen ajustar tareas y cronogramas sobre la marcha. La flexibilidad normativa podría agilizar procesos como la rotación de cuadrillas, la variación de funciones o cambios de locación dentro de un mismo bloque productivo.

No obstante, sindicatos petroleros ya expresaron preocupación por una posible transferencia de costos y riesgos hacia los trabajadores. Plantean que sin control adecuado, la flexibilización podría derivar en jornadas más exigentes, menor previsibilidad para el personal y desgaste físico.

El proyecto también habilita la creación de bancos de horas y esquemas compensatorios acordados en la negociación colectiva. En el sector hidrocarburífero, estos mecanismos son frecuentes debido a los extensos turnos de campo, tiempos de traslado y paradas técnicas. La reforma ampliaría las herramientas legales para adaptarlas a nuevos escenarios operativos, aunque siempre sujetas al pacto sindical.

Menor litigiosidad: clave de la reforma laboral

Otro punto central del texto es limitar los intereses en juicios laborales y los honorarios profesionales. Se propone un tope basado en la inflación más un 3% anual, junto con restricciones en las costas del litigio. El objetivo declarado del Gobierno es disminuir la conflictividad judicial y la imprevisibilidad en los costos laborales.

Para un sector como el petrolero, que requiere inversiones millonarias de recuperación lenta, la seguridad jurídica es determinante. La producción no convencional implica realizar pozos más costosos y operar bajo coordenadas complejas. Cualquier reducción en los riesgos asociados a reclamos judiciales es valorada como un elemento favorable para atraer capital.

Sin embargo, el impacto real dependerá de la aplicación judicial y del alcance que tengan los cambios en las resoluciones de conflictos ya iniciados. La transición entre regímenes normativos suele generar interpretaciones diversas en tribunales laborales.

La oportunidad para las proveedoras de Vaca Muerta

El proyecto incorpora beneficios fiscales para empleadores que aumenten su dotación. Micro, pequeñas y medianas empresas, que constituyen la base del entramado de servicios para las operaciones petroleras, pueden acceder a rebajas de hasta el 100% de las contribuciones patronales durante un año por cada nueva contratación. En el caso de grandes compañías, la reducción es del 25%.

En Vaca Muerta, donde los picos de actividad generan una fuerte demanda de personal en perforación, transporte y mantenimiento, los incentivos podrían promover nuevas incorporaciones. Sobre todo en empresas que enfrentan altos costos laborales y que dependen de la continuidad operativa para sostener márgenes positivos.

También se incluye la posibilidad de empalmar planes sociales con empleo registrado por un plazo de hasta 13 meses. Esa medida apunta a formalizar a trabajadores de actividades informales o estacionales, algo relevante en provincias con rotación de mano de obra entre sectores productivos.

Control del ausentismo y beneficios sociales sin impacto salarial

El ausentismo laboral es un asunto relevante para el sector energético debido a que la falta de personal calificado puede detener operaciones enteras. La reforma propone mecanismos de control más estrictos sobre las licencias por enfermedad y auditorías estatales sobre certificados médicos.

La medida podría optimizar la gestión de recursos humanos, pero también incrementar tensiones con los trabajadores, especialmente en áreas remotas como la Cuenca Austral, donde el acceso a servicios de salud no siempre es inmediato.

En paralelo, se amplía el listado de beneficios que no se consideran remunerativos, como vivienda cercana al yacimiento, guarderías, conexión a internet, clubes o gimnasios. En regiones patagónicas, donde el costo de vida es más alto y los equipos necesitan permanecer cerca de los pozos, estas prestaciones pueden mejorar la retención del talento.

Los trabajadores son el nuevo cuello de botella de Vaca Muerta.

La reforma laboral llega en un momento clave para el desarrollo energético. Argentina busca escalar la producción de hidrocarburos, construir más infraestructura de evacuación y aumentar las exportaciones. La competitividad internacional depende no solo de los recursos geológicos, sino también de la estructura de costos y de la previsibilidad del marco normativo.

Las compañías destacan como positivos los incentivos fiscales, la baja de litigiosidad y la posibilidad de adaptar procesos. Pero los sindicatos insisten en que el crecimiento del sector debe conservar derechos laborales conquistados y garantizar condiciones de seguridad, esencial en una industria que maneja riesgos elevados.

El desafío será encontrar un punto de equilibrio. Si la reforma logra acompañar la expansión de Vaca Muerta sin generar conflictividad sostenida, podría convertirse en un factor de impulso. De lo contrario, la falta de consenso podría afectar la continuidad operativa y generar costos mayores a los ahorros buscados.

Histórico acuerdo de Petroleros: las familias tendrán un seguro de vida obligatorio

El Sindicato de Petroleros Privados de Río Negro, Neuquén y La Pampa firmó este miércoles un acuerdo histórico para reforzar la cobertura de los trabajadores ante accidentes fatales.

El entendimiento, firmado con las cámaras empresarias de Operaciones y Servicios Especiales en la sede del sindicato que conduce Marcelo Rucci, incorpora un nuevo artículo al Convenio Colectivo de Trabajo 644/12: el Artículo 24 bis, bajo el título “Contención familia petrolera”.

El nuevo artículo establece la creación de un seguro de vida colectivo obligatorio para todos los trabajadores comprendidos en el convenio. Este beneficio cubre las contingencias de muerte o incapacidad total y permanente, tanto en ocasión del trabajo como en el trayecto entre el domicilio y el lugar de tareas, conforme lo dispuesto por la Ley 24.557.

“Nuestra única intención fue garantizar que, si un compañero sufre un accidente grave o pierde la vida, su familia siga cobrando durante cinco años. Ojalá no tengamos que usarlo nunca, pero nos ha pasado ver familias totalmente desamparadas. Este acuerdo tiene un valor incalculable: es proteger a los nuestros en una actividad de riesgo”, destacó Rucci.

El dirigente explicó que el proyecto demandó un trabajo técnico y legal extenso. “Fue una idea que tiramos sobre la mesa hace tiempo. Estas cosas innovadoras cuestan porque hay que argumentarlas bien, discutirlas y encontrar la mejor manera. Lo importante es que lo logramos con diálogo, con las cámaras y con las empresas, entendiendo que la responsabilidad es de todos”, señaló.

La cobertura consistirá en una asignación mensual actualizada, equivalente al último salario bruto normal, mensual y habitual devengado por el trabajador —o el promedio de los últimos seis meses, según resulte más beneficioso—. Este pago se mantendrá durante cinco años desde la fecha del fallecimiento o de la declaración de incapacidad (67 % según ART).

La prima del seguro estará íntegramente a cargo del empleador, y el beneficio será independiente de cualquier otra prestación o derecho vigente o futuro.

Rucci remarcó además el sentido humano de la medida. “Parece que se ha perdido esto de poner en valor al trabajador. Para mí, lo más importante es la gente, estar cerca, entender sus necesidades. Por eso invertimos en ambulancias, clínicas, y ahora en este seguro: todo lo que hacemos es para cuidar a la familia petrolera”, afirmó.

Finalmente, subrayó que el acuerdo se enmarca en un proceso más amplio de mejora continua. “Venimos bajando los índices de accidentes y trabajando muy bien en seguridad. Este es un paso más. Nos obliga a todos —trabajadores, empresas y dirigencia— a seguir mejorando, escuchándonos y buscando juntos la mejor manera de cuidar la vida.”

Con esta medida, el Sindicato de Petroleros Privados reafirma su compromiso con la protección integral de la familia petrolera, el fortalecimiento de los derechos laborales y la seguridad de cada trabajador y trabajadora de la actividad.

Vaca Muerta superaría las 28 mil etapas de fractura en 2026

Para tomar dimensión de la actividad que diagraman las operadoras en Vaca Muerta para el 2026 es necesario conocer las proyecciones sobre las etapas de fracturas. Las punciones son la mejor manera de conocer la actividad operativa de los yacimientos no convencionales.

Según el relevamiento que realizó Fundación Contactos Petroleros, que lidera Luciano Fucello, se estipula que para el 2025, las compañías alcanzarían las 28 mil etapas de fractura, lo que significaría un incremento interanual del 22%.

Hay que recordar que la Fundación también proyectó que este año se llegaría a las 24 mil etapas de fractura en la roca madre y, tal como informó eolomedia, hasta septiembre ya habían pasado la barrera de las 18 mil operaciones.

Los números de 2025 van según lo estimado y en solo nueve meses se superaron el total de punciones registradas en 2024, que se situaron en 17.814 fracturas.

Los líderes del fracking

En el estudio de mercado que realizó la Fundación se destaca que YPF continuará liderando ampliamente las operaciones en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal llegaría a las 13.600 operaciones, lo que explicaría el 48,5% de las punciones en la roca madre.

En segundo lugar se ubicaría Vista Energy. La compañía liderada por Miguel Galuccio seguirá marcando el pulso del shale con 3.100 fracturas.

El podio sería cerrado por Pluspetrol. La compañía sumaría 2.500 fracturas en Vaca Muerta. La compañía dividirá sus operaciones en dos entidades diferentes: Pluspetrol se denominará para sus tareas en La Calera y Pluspetrol Cuenca Neuquina corresponde a los activos que le compraron ExxonMobil (Bajo del Choique – La Invernada). En la primera se esperan 800 fracturas mientras que la segunda se incrementará a 1.700 punciones.

Detrás se ubicaría Tecpetrol. La compañía del Grupo Techint se anotaría con 2.400 operaciones en el shale.

El mapa de Vaca Muerta

Según el reporte, hay un grupo de tres compañías que superarían las mil etapas de fractura en Vaca Muerta. Pampa Energía alcanzaría las 1.600 punciones, Shell se anotaría con 1.500 punciones y Pan American Energy (PAE) llegaría a las 1.300 operaciones.

Phoenix Global Resources, Chevron y Capex no lograrían superar la barrera de las mil punciones, pero eso no quita merito a sus planes en el no convencional. Phoenix tendría planeado completar 840 fracturas, Chevron llegaría a las 600 y Capex sumaría 200 operaciones.

Además, el reporte estipula que tanto Geopark, como Tango Energy (exAconcagua Energía) y Fluxus no informaron sobre sus tareas en la roca madre. Geopark y Fluxux llegaron este año a Vaca Muerta y se espera por su desenlace en los próximos meses, mientras que Tango Energy reestructura su modelo de negocio enfocado en el shale.

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.

Un clúster para reactivar la industria: el plan de las pymes para volver a crecer

La industria de servicios y provisión para el sector energético de Chubut enfrenta uno de los contextos más desafiantes de las últimas décadas. Menor actividad, falta de incentivos y altos costos operativos impactan directamente en la competitividad de las pymes locales. En este escenario, Fernando González, socio gerente de Nuevo Sur, propuso avanzar en la creación de un clúster empresarial que permita sostener y diversificar la actividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Durante mucho tiempo estuvimos acostumbrados a que los negocios estaban en Comodoro. Hoy necesitamos aprovechar el conocimiento local para operar otras regiones desde acá. Pero para eso tienen que existir incentivos. Si no, es difícil competir con zonas donde los costos son más bajos”, advirtió González en el marco de la Expo Industrial de Comodoro Rivadavia.

Con 40 años de trayectoria y presencia en cinco provincias, la empresa familiar que lidera pasó de ser un proveedor local a convertirse en un actor logístico y de servicios con alcance regional. “El entorno cambia y uno tiene que cambiar. Las nuevas generaciones tenemos el desafío de dar continuidad y reinventarnos todo el tiempo en un país que no es sencillo de operar”, agregó.

González destacó que uno de los principales desafíos actuales es competir en un mercado abierto, donde las barreras comerciales prácticamente desaparecieron tras la pandemia. “Hoy es muy fácil acceder a un proveedor desde cualquier parte del mundo. Por eso hay que ser muy eficientes. La única forma de ser rentables es implementar procesos”, remarcó.

La firma gestiona 24.000 artículos en stock y automatizó buena parte de sus operaciones logísticas. “Reponer 24.000 artículos implica un sistema sofisticado. Tenemos procesos automáticos de reposición y mapas internos para reducir tiempos de preparación de pedidos. La logística es clave, tanto la controlable —dentro de la empresa— como la no controlable, que depende de terceros y de la infraestructura existente”, explicó.

En este punto, González subrayó que mejorar la logística en la región también requiere obras e inversión. “Medimos el movimiento de la zona por las toneladas que trasladan los transportistas. Si no hay obras ni negocios, es difícil sostener frecuencias y servicios logísticos de calidad”, apuntó.

“La ley de Compre Local es clave para Chubut”

Otro de los ejes planteados por González fue la necesidad de generar incentivos provinciales para retener y potenciar la actividad local. “En Santa Cruz, Neuquén y Río Negro existe la ley de Compre Local. En Chubut no. Nunca la necesitamos, pero ahora sí. No se trata de encarecer, sino de dar prioridad a quienes operan desde acá”, señaló.

Para el empresario, este tipo de instrumentos son fundamentales para competir en igualdad de condiciones con compañías de otras regiones. “Un esquema de incentivos puede hacer que empresas quieran instalarse en Chubut. Si no, seguirán operando desde lejos y nos costará cada vez más sostener empleo y actividad local”, advirtió.

En ese marco, consideró que la creación de un clúster empresarial permitiría articular esfuerzos entre pymes, grandes operadoras y el Estado. “La idea del clúster es generar sinergia, apoyarnos y hacer cosas juntos. Todos juntos somos más. Lo vi en otras provincias que ni siquiera son petroleras y ya tienen clúster funcionando. Nosotros, que sí lo somos, no estamos ahí”, planteó.

Incentivos, inversión y previsibilidad

Para González, la creación de un clúster no debe confundirse con el rol de las cámaras empresariales: “Son cosas distintas pero complementarias. El clúster genera sinergia y trabajo conjunto. La cámara ayuda a crear condiciones impositivas y de inversión. Si logramos que ambas líneas avancen en paralelo, podemos generar un cambio real”.

También destacó la importancia de programas de desarrollo de proveedores locales, como el impulsado por Pan American Energy y Comodoro Conocimiento. “Todas las empresas grandes tienen planes de desarrollo de proveedores. Eso es clave. Nosotros apoyamos capacitaciones porque eso mejora nuestra competitividad”, dijo.

La diversificación es otra de las estrategias que Nuevo Sur viene impulsando para sostener su actividad. “Hoy tenemos operaciones en Chubut, Santa Cruz, Neuquén y Buenos Aires. Inauguramos un centro logístico en Neuquén hace 90 días. Tenemos que movernos y reconvertirnos todo el tiempo para subsistir y crecer”, explicó González.

Mirada optimista hacia 2026

El empresario también se refirió al panorama económico y energético de la región. “Este año fue muy complicado. Pero soy optimista. Creo que el 2026 va a ser mejor que el 2025. Tiene que haber obras, inversión y previsibilidad. Si no hay obras, no hay negocios”, sostuvo.

“La cuenca es madura, pero no senil. Todavía tiene potencial. Necesitamos previsibilidad para planificar los próximos 24 meses y sostener la cadena de proveedores que da soporte a toda la industria”, agregó.

González enfatizó que, más allá del contexto, la estrategia de largo plazo debe centrarse en reforzar las capacidades locales. “Hay mucha gente capacitada en Comodoro. Si generamos incentivos, si armamos un clúster y si tenemos una política clara de Compre Local, podemos seguir siendo competitivos”, resumió.

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.

China instala en Venezuela la primera plataforma petrolera flotante de Sudamérica

La industria energética latinoamericana acaba de dar un paso histórico. La llegada de la primera instalación flotante para producir petróleo al Lago de Maracaibo marca el inicio de un megaproyecto liderado por China Concord Resources Corp (CCRC), que promete cambiar el panorama productivo de Venezuela y consolidar su relación con el gigante asiático.

El proyecto, valorado en 1.000 millones de dólares, se desarrolla en una de las regiones más emblemáticas del país: el Lago de Maracaibo, en el estado Zulia. Se trata de la segunda zona petrolera más importante de Venezuela y un área con décadas de historia vinculada al crudo.

La plataforma, conocida como Alula, es una instalación marina autoelevable diseñada para operar en aguas someras. Su arribo desde el puerto chino de Zhoushan fue confirmado por datos de monitoreo marítimo y por imágenes difundidas por agencias internacionales.

Un impulso clave para la producción venezolana

El desembarco de esta estructura no solo simboliza una apuesta tecnológica, sino también un rescate de la capacidad productiva en una nación que busca reactivar su industria petrolera tras años de caída en la inversión.

El plan de CCRC apunta a incrementar la producción en los campos Lago Cinco y Lagunillas Lago, que actualmente aportan unos 12.000 barriles por día (bpd). La meta es alcanzar 60.000 bpd a finales de 2026, multiplicando por cinco el volumen actual.

Para lograrlo, la empresa ha desplegado personal especializado proveniente de China, con experiencia en el desarrollo de yacimientos. El objetivo inmediato es reabrir alrededor de 100 pozos que permanecían inactivos debido al deterioro de la infraestructura y la falta de mantenimiento.

Este acuerdo, negociado el año pasado con la estatal PDVSA, establece un contrato de producción compartida por 20 años, garantizando continuidad, estabilidad y una alianza de largo plazo entre ambas naciones.

Tecnología, cooperación y un nuevo horizonte

El arribo de la plataforma Alula representa la primera gran infraestructura petrolera instalada en años en el Lago de Maracaibo. Durante su traslado, cruzó el icónico puente del lago con la asistencia de remolcadores, en un operativo que captó la atención de medios locales y de la comunidad petrolera internacional.

Según fuentes vinculadas al proyecto, la producción resultante combinará crudo liviano y pesado: el primero será destinado a PDVSA y el segundo se exportará hacia China, fortaleciendo los vínculos energéticos entre ambos países.

El impacto no será solo productivo. La iniciativa también generará empleo especializado, promoverá la transferencia tecnológica y mejorará la infraestructura energética venezolana, en momentos en que el país busca estabilizar su producción —que ronda el millón de barriles diarios— y diversificar sus mercados.

El Lago de Maracaibo, considerado una cuna del petróleo latinoamericano, vuelve así a ocupar un rol protagónico en la recuperación energética regional. La combinación de inversión extranjera, tecnología avanzada y cooperación estratégica abre una nueva etapa para Venezuela, que aspira a recuperar su liderazgo dentro de la OPEP y reposicionarse en el mapa energético global.

ProvisionesCR expande su presencia en Neuquén pese al parate del mercado

Marcelo Corbett, propietario de ProvisionesCR, analizó el panorama actual del sector industrial y energético. Su empresa, dedicada desde hace dieciocho años a la venta de equipos para la industria petrolera y minera, se ha consolidado como un actor reconocido en la Cuenca del Golfo San Jorge y recientemente amplió su presencia a Neuquén, donde Corbett viaja mensualmente para atender clientes y recorrer parques industriales.

ProvisionesCR nació comercializando hidrogrúas junto a Patronelli, pero con el tiempo amplió su cartera de productos y marcas. Actualmente, Corbett representa a Hyva, una marca holandesa con fabricación en Brasil, y se especializa en equipos específicos como hidrogrúas, carretones y volcadoras. “Comencé a ir regularmente una vez por mes a Neuquén desde marzo de 2025. Atiendo clientes nuevos, hago seguimiento de los que migraron desde Comodoro y mantengo la venta tradicional: recorrer, golpear puertas y ofrecer lo que vendo”, explicó.

Según el empresario, el objetivo es sostener la presencia territorial en ambos polos productivos. Sin embargo, la coyuntura económica y política ha ralentizado el movimiento del sector. “Hoy lo que nos está pasando es que está todo medio quieto. El mercado se detuvo por muchas variables: las elecciones, el precio del petróleo, el oleoducto que no termina, y un montón de cuestiones que influyen”, señaló.

“El parate se siente tanto en el Golfo como en Neuquén”

En diálogo con eolomedia, Corbett indicó que el freno en la actividad comenzó a evidenciarse a principios de año en la Cuenca del Golfo San Jorge y que, desde agosto, Neuquén también muestra señales de estancamiento. “Hay mucho tipo ocioso, muchos parques que no se están usando. La gente no invierte porque no hay certezas. Hasta que no se reactive realmente, no creo que nadie salga desesperado a comprar equipos”, remarcó.

El empresario destacó que este panorama afecta especialmente a quienes dependen de la venta de equipos de alto valor, cuya adquisición requiere planificación y financiamiento. “Los procesos de inversión se frenan cuando las tasas son altas. Si no tenés crédito, no podés comprar. Es muy difícil invertir sin respaldo financiero”, afirmó.

En ese sentido, sostuvo que el mercado espera señales claras de recuperación y estabilidad. “Esperemos que después de las elecciones se acomode un poco la economía. Hoy el empresario sin crédito no puede comprar. Hubo momentos en que las tasas rondaban el 30%, pero ahora están arriba del 50%. Así es imposible proyectar”, dijo.

“La minería también se desaceleró”

Aunque ProvisionesCR tiene menos vínculo directo con las operadoras mineras, Corbett observó una situación similar en ese rubro. “No tengo mucho contacto con las mineras, trabajo más con empresas de servicios. Pero no se ve un movimiento muy grande. Quizás años anteriores se vendía más. Estos últimos años fueron duros, se mantuvo lo que había, sin nuevas inversiones”, señaló.

La empresa que dirige Corbett se especializa en equipos específicos para minería y servicios, como carretones, volcadoras e hidrogrúas. En ese mercado, explicó, las ventas también se resienten por la falta de financiamiento y la escasa renovación de flota. “Todos los equipos que se usan para cualquier servicio —camiones, remolques, máquinas viales— son de valores muy grandes. Si no tenés tasas que acompañen la decisión de compra, se hace difícil vender”, agregó.

Además, advirtió que incluso las fábricas que solían ofrecer financiación propia están encontrando obstáculos. “Las tasas están tan altas que las fábricas no pueden sostener la financiación con recursos propios. Antes te daban seis o siete cheques, pero hoy negociar eso se complicó mucho”, apuntó.