YPF usó por primera vez fibra óptica descartable en fracturas de Vaca Muerta

YPF sigue lideran la revolución productiva de Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal es quien encabeza cada uno de los registros del shale de la mano de sus tres tanques petroleros: Loma Campana, La Amarga Chica y Bandurria Sur.

Este liderazgo también se explica por el avance tecnológico que aplica YPF en cada una de sus operaciones. En esta oportunidad, la operadora dio un nuevo paso en su proceso de transformación tecnológica con la aplicación, por primera vez, de fibra óptica descartable en las operaciones de fractura hidráulica en Vaca Muerta. Así lo anunció su presidente y CEO, Horacio Marín, a través de un posteo en LinkedIn.

Según detalló el ejecutivo, esta tecnología permitió realizar el monitoreo en tiempo real de las etapas de fractura, una de las operaciones clave en el desarrollo de los recursos no convencionales.

En total, se implementó en 27 etapas sin que se registraran incidentes. Durante ese proceso, se identificaron 40 eventos de frac-hits, es decir, situaciones que pueden afectar la eficiencia o seguridad de la operación. A pesar de ello, no se reportaron pérdidas de tiempo ni horas operativas, lo que resalta la efectividad del sistema aplicado.

“Un nuevo avance en nuestra transformación tecnológica para seguir consolidando a YPF SA como una compañía líder en eficiencia e innovación”, aseguró Marín.

Tal como viene informando YPF, este tipo de iniciativas forman parte del Plan 4×4 que busca dedicarse 100% al no convencional, elevar los estándares operativos de la empresa y fortalecer su posicionamiento como actor destacado en el sector energético.

 

 

El crecimiento del shale

Según los datos del informe del country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello, YPF confirmó en mayo su poder productivo en Vaca Muerta. En el quinto mes del año, las operadoras completaron 2.588 etapas de fractura en el segmento shale marcando una nueva marca histórica para el no convencional.

El informe del también presidente de la Fundación Contactos Petroleros estableció que en mayo se superó el registro de abril donde el nivel máximo de actividad había quedado en 2.214 punciones.

La tercera marca histórica de Vaca Muerta se registró en febrero de este año cuando las empresas completaron 1.978. El crecimiento de la actividad consolida el crecimiento y atractivo de la roca madre para las principales compañías del sector.

La marca de YPF

En el plano de las operadoras en Vaca Muerta no hubo mayores cambios en cuanto a quien lidera la actividad. YPF es quien solicitó más operaciones en el shale argentino. La empresa de mayoría estatal requirió 1.333 operaciones en la roca madre. Esto se traduce en el 60% de las punciones en la formación.

Las operaciones fueron solicitadas a tres empresas de servicio: Halliburton, SLB y Calfrac. Los trabajadores de mamelucos rojos realizaron 580 etapas de fractura mientras que los operarios de SLB completaron 476 punciones. Las 277 fracturas restantes estuvieron a cargo de Calfrac.

Vista Energy aumentó su capital en más de 129 mil millones de pesos

Vista Energy informó que capitalizó un crédito por más de 129.725 millones de pesos. La operación fue aprobada en la Asamblea General Extraordinaria realizada el 5 de junio de 2025. De esta manera, la compañía fortalece su posición financiera y se materializa en un aumento de capital equivalente al monto del crédito.

Como resultado, el capital social de la operadora se incrementa de 13.331 millones de pesos a 143.056 millones de pesos. El aumento se formaliza mediante la emisión de 129.725.260.296,48 nuevas acciones ordinarias, nominativas no endosables, con un valor nominal de 1 peso y derecho a un voto por acción.

Estas acciones fueron emitidas en su totalidad a favor de Vista Energy Holding I, S.A. de C.V., principal accionista de la firma.

El rol de Vista

Hay que recordar que la compañía dio a conocer los resultados financieros correspondientes al primer trimestre de 2025, destacándose por un aumento interanual del 47% en su producción total de hidrocarburos. La compañía alcanzó un volumen de 80.913 barriles equivalentes por día (boe/d), consolidando su expansión operativa.

Este importante avance se explica principalmente por el crecimiento en la producción de petróleo, que también subió un 47% interanual. Vista produjo 69.623 barriles diarios de crudo (bbl/d), un dato que refleja el impacto positivo de su estrategia de desarrollo en Vaca Muerta.

Ingresos y rentabilidad en alza

Los ingresos totales del trimestre llegaron a 438.5 millones de dólares, lo que representa un incremento del 38% en comparación con el mismo período del año pasado. Este resultado fue impulsado por la suba en los volúmenes de producción, en especial los relacionados con el petróleo.

Otro dato destacado fue el desempeño en exportaciones. Los ingresos netos por ventas externas de petróleo y gas alcanzaron los 222.3 millones de dólares, lo que equivale al 53% de los ingresos totales de Vista en el trimestre.

Por su parte, el EBITDA ajustado se ubicó en 275.4 millones de dólares, con un crecimiento del 25% interanual. Este indicador reafirma la solidez de la compañía en términos operativos y financieros.

PAE desafía los límites del shale en la D-129: “Hay que dar ese salto de fe”

La apuesta de Pan American Energy (PAE) por el desarrollo no convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge busca generar un nuevo centro de producción shale en el país. La empresa perforó recientemente un pozo horizontal en la formación Aurora Austral o D-129, una roca con características plásticas que requiere técnicas diferentes a las utilizadas en Vaca Muerta.

Según explicó Fausto Caretta, Upstream Managing Director de PAE, se trata de un proyecto que hubiera sido imposible hace apenas una década, pero que hoy es posible gracias al know-how adquirido en la cuenca neuquina.

“Esto hace 12, 13 años capaz que no se podía haber hecho. Hoy podemos geonavegar pozos a 3.500 metros, identificar con precisión el shale y caracterizarlo mucho mejor”, aseguró Caretta en el evento Energía Chubut 2050. El ejecutivo destacó que la estrategia de la compañía fue trasladar las mejores prácticas y tecnologías desarrolladas en Vaca Muerta hacia esta formación emergente.

Una geología más compleja

El nuevo pozo perforado por PAE en Río Chico tiene 1.500 metros de rama horizontal y fue estimulado con 25 fracturas. Aunque la operación fue exitosa desde el punto de vista técnico, los resultados iniciales expusieron desafíos geológicos. “Vimos que la zona tenía fallas subsísmicas que no conocíamos. Eso impactó en la efectividad del volumen estimulado”, explicó Caretta, aludiendo al bajo Stimulated Rock Volume (SRV) obtenido.

La formación D-129, según detalló el directivo, es más plástica que Vaca Muerta, lo cual complica la fractura hidráulica. “Necesita más energía para crear la fractura y, como es plástica, tiende a cerrarse y absorber la arena”, advirtió. Esto obliga a repensar el diseño de los tratamientos de estimulación, ya que las “recetas” que funcionan en la cuenca neuquina no se trasladan directamente.

La nueva vida para el convencional.

Del pozo piloto al modelo económico

Caretta fue cauto al hablar de la productividad del pozo. “No importa dónde perforemos porque vamos a producir. Lo importante es ver si podemos ser económicos a la hora de perforar y fracturar”, afirmó. La clave, explicó, está en despejar variables geológicas y técnicas para identificar zonas más homogéneas y con mayor presión interna, lo que facilitaría el desarrollo a escala.

A pesar del bajo SRV, el ejecutivo se mostró optimista: “Si prorrateo la producción obtenida y le aplico el nivel de eficiencia que tenemos en Vaca Muerta, tendría un pozo competitivo”. En ese sentido, la experiencia se convierte en una combinación de aprendizaje empírico y conocimiento acumulado, con foco en interpretar mejor la geología y adaptar las técnicas de fractura a cada contexto.

El cambio que propone PAE

Para la compañía, la exploración en D-129 no es sólo un ensayo técnico, sino una muestra de una nueva actitud frente al subsuelo. “Yo desafío a los geólogos a que busquen más allá de lo ya hecho. A tomar ese leap of faith para decir ‘vamos a hacer un pozo horizontal en la D-129’”, lanzó Caretta, reflejando el espíritu innovador que impulsa este tipo de iniciativas.

Aunque todavía es temprano para hablar de desarrollo masivo, los primeros resultados permiten comenzar a entender los límites y posibilidades del shale en la Cuenca del Golfo San Jorge. “Esto es solo el principio. Hay que seguir estudiando, probando y ajustando. Pero si logramos aplicar todo lo aprendido en Vaca Muerta, podemos abrir una nueva frontera de producción en el país”, aseguró.

Reconversión en el Golfo San Jorge: “Los próximos 3 o 4 años serán clave”

La Cuenca del Golfo San Jorge atraviesa una coyuntura delicada pero también un momento de oportunidades. Así lo planteó Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants, al analizar el presente y futuro de la actividad hidrocarburífera en esta zona productiva clave de la Patagonia.

Según el consultor, tras la devaluación ocurrida en diciembre de 2023, el precio del petróleo cayó un 30% en dólares oficiales, mientras que los costos en esa misma moneda aumentaron un 50%. Este desfasaje impacta directamente en la rentabilidad del convencional, y obliga a pensar en un proceso de reconversión de largo plazo, con foco en los recursos no convencionales.

“La Cuenca del Golfo San Jorge es de clase mundial”, señaló Gerold en el marco del evento Energía Chubut 2050. Desde su descubrimiento, ha producido cerca de 1.800 millones de barriles equivalentes de petróleo, y actualmente grandes jugadores como PAE y CGC ya exploran formaciones de tight gas en la D-129. Incluso, PAE recientemente perforó un pozo con indicios de condensado y gas natural, lo que despertó comparaciones con Vaca Muerta.

“Bueno, ojalá lo sea”, opinó Gerold. “Para eso hay que recorrer parte del camino que se recorrió en Vaca Muerta. Los primeros pozos se hicieron en 2010. Quince años después, Vaca Muerta es una realidad. Lo mismo puede pasar acá, pero hace falta visión, acompañamiento y estabilidad”.

Condiciones necesarias

El especialista fue claro respecto a lo que se necesita para que este proceso no fracase. En primer lugar, considera fundamental que haya escala y certeza: “Estos proyectos se piensan para la década del 30. Lo más importante es tener la certeza de que durante los próximos 3 o 4 años las condiciones se van a mantener”.

En segundo lugar, reclamó compromiso de todos los actores involucrados: “Hay empresas de servicios que se fueron de la cuenca por la baja de actividad. Para los no convencionales se requiere equipamiento más complejo, y eso no va a venir si no hay una política clara. También es clave el acompañamiento sindical. No hay margen para fricciones: hay que trabajar y adaptarse”.

Gerold también destacó la ventaja que supone tener operadores con experiencia previa en la curva de aprendizaje del shale en Neuquén. “Los errores ya se cometieron. Ahora podemos capitalizar ese conocimiento”.

Incentivos, impuestos y exportación

El consultor reconoció los esfuerzos del gobierno provincial, que está reduciendo regalías e implementando incentivos para atraer inversión. “Está dando una visión de largo plazo”, dijo. Pero advirtió que el Estado Nacional también debe involucrarse con reformas que incluyan cambios en los impuestos al trabajo y en los derechos de exportación.

Además, resaltó que el petróleo pesado de la cuenca es clave para la producción de gasoil, el combustible más demandado del país. “Es innecesario pensar que esto no tiene futuro. Hay una demanda y hay potencial. El Estado tiene que jugar a favor, no en contra”, insistió.

Un sueño en el Golfo

Al ser consultado sobre qué mensaje daría a los actores del proceso, Gerold fue tajante: “Este es un sueño que no se puede permitir fracasar. La provincia, los sindicatos, las empresas, todos deben acompañar. Hay un camino constructivo por delante”.

La reconversión de la Cuenca del Golfo San Jorge no será instantánea. Pero si se logra mantener la estabilidad regulatoria, atraer inversión y garantizar acompañamiento político y sindical, el futuro puede parecerse al de Vaca Muerta. “Dependerá de lo que hagamos hoy”, afirmó.

YPF le puso fecha a la venta de Manantiales Behr, pero espera los resultados de la D-129

YPF continúa con su estrategia de convertirse en una compañía 100% no convencional. Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, anunció que la empresa buscará la aprobación del directorio para avanzar con la venta de Manantiales Behr, el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge.

La fecha del directorio ya tiene fecha: 12 de julio. Allí, los representantes de la compañía podrían aprobar la venta de una de las áreas más productivas del país.

El ejecutivo aseguró que es “el momento preciso” para que la petrolera estatal se desprenda del activo, que actualmente produce alrededor de 4.000 metros cúbicos diarios de petróleo.

En el marco del evento Energía Chubut 2050, Marín agradeció a las autoridades y trabajadores de Chubut, destacando el rol del gobernador Ignacio Torres, el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, y los gremios, quienes acompañaron el proceso de transición del clúster El Trébol – Escalante, vendido a Pecom en octubre de 2024.

“Para mí eran sentimientos encontrados”, reconoció Marín, recordando el momento en que el clúster pasó a manos de la compañía del Grupo Pérez Companc. “Les dije a los trabajadores: ‘Hoy quizás me quieran putear, pero el tiempo les va a demostrar que era lo mejor para YPF, la provincia y la Argentina’”. El CEO aseguró que, tras ver los resultados, “muchos en Chubut están convencidos de la decisión”.

La venta de Manantiales Behr marcaría el retiro de YPF de Chubut.

Una decisión de YPF

Según Marín, el mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge y el último activo que le queda a la compañía en Chubut, el área tiene un gran futuro en recuperación terciaria, pero que ya no encaja en la estrategia de la compañía.

“YPF no puede continuar invirtiendo comparativamente con Vaca Muerta”, explicó. “Es el momento preciso para que ingrese una compañía mediana que pueda desarrollarlo. Nos quedaremos con una opción, pero no seremos los operadores principales”, subrayó.

El CEO mencionó que espera que el desarrollo de la formación D-129 tenga éxito en su gestión, por lo que destacó que YPF mantendrá una puerta abierta para cooperar en el futuro. También destacó el rol de Pan American Energy (PAE), otra de las petroleras que está invirtiendo fuertemente en el shale chubutense. “Ojalá les vaya bien, porque eso beneficia a toda la industria”, señaló.

Marín dejó en claro que YPF está redefiniendo su perfil: “A partir del año que viene, YPF será una compañía enfocada en no convencionales”, afirmó, en referencia al enorme potencial de Vaca Muerta.

Neuquén bate récords: Vaca Muerta produce 462.061 barriles diarios en abril

Vaca Muerta sigue marcando el rumbo de la producción de hidrocarburos. La provincia del Neuquén produjo durante abril un total de 462.061 barriles de petróleo por día, lo que representa una suba del 18,38% respecto al mismo mes de 2024. En tanto, la producción acumulada entre enero y abril muestra un crecimiento interanual del 19,82%.

En comparación con marzo de este año, se observó una leve baja del 0,84%, vinculada principalmente a caídas en áreas como Bandurria Sur, Loma Campana, Coirón Amargo Suroeste, Lindero Atravesado y Sierras Blancas.

En cuanto al gas, la producción alcanzó los 91,24 millones de metros cúbicos diarios, con un aumento mensual del 2,87%, aunque mostró una baja del 1,2% interanual. Aun así, la producción acumulada del año presenta un alza del 3,63% respecto a igual período del año anterior.

El crecimiento mensual se explica por el repunte en áreas como Aguada Pichana Oeste, Fortín de Piedra, La Calera, Sierra Chata y Rincón del Mangrullo.

El aporte del desarrollo de Vaca Muerta continúa siendo significativo: el 95,23% del petróleo y el 88,23% del gas producidos en abril provienen de estos recursos, con predominio del shale sobre el tight.

Vaca Muerta on fire

La formación afianza su crecimiento con un récord histórico de 2.214 etapas de fractura en abril, superando las 1.978 de febrero, según datos de NCS Multistage. YPF dominó el 42% del total, con 931 fracturas. Le siguió Pampa Energía (200), enfocada en shale gas y exportaciones a Brasil, y Vista Energy (196), que impulsa shale oil en bloques como La Amarga Chica.

Otros actores clave

  • Tecpetrol (189 fracturas) consolida su rol en gas, con exportaciones a Brasil.

  • Capsa (166) crece en shale oil y exploración en Río Negro.

  • PAE (141) distribuyó su actividad entre gas y petróleo.

  • TotalEnergies (90), principal productora de gas, espera aumentar operaciones en invierno.

  • Pluspetrol (56) y Phoenix (47) avanzan tras compras recientes.

  • Chevron cerró con 5 fracturas.

Oportunidades y desafíos energéticos: Chubut se prepara para 2050

Ignacio Torres encabezará el encuentro “Energía Chubut 2050 – Tierra de Futuro”, que se realizará el 2 de junio en el Hotel Four Seasons de la Ciudad de Buenos Aires, con la participación de funcionarios nacionales, empresarios y dirigentes sindicales.

El evento, que se extenderá entre las 8 y las 14 horas, será propicio para trazar una agenda común en el marco del desarrollo de energías renovables, hidrocarburos y proyectos de hidrógeno en la región, ámbito en el que Chubut se posiciona como uno de los actores centrales en la promoción de la Ley de Hidrógeno Verde.

El encuentro se enfocará en los desafíos y oportunidades de la provincia en el contexto de la transición energética, la industrialización de recursos estratégicos y el desarrollo de nuevas tecnologías.

La agenda de Chubut

Al respecto, Torres sostuvo: “Chubut es una provincia con recursos humanos y naturales que hoy nos brindan la posibilidad de liderar la transición energética de la Argentina. Como gobierno, ratificamos nuestro esfuerzo y voluntad de convertir a Chubut en un polo de innovación y desarrollo energético, articulando inversiones privadas con el sector público, con una mirada de sustentabilidad a largo plazo”.

“La diversificación de la matriz energética no es una opción, sino la postal de un futuro que cada vez está más cerca y que en Chubut llegó para quedarse. Por ese motivo, vamos a continuar desarrollando la agenda que planteamos al inicio de nuestra gestión, fortaleciendo el desarrollo regional a partir de un uso responsable de los recursos de la provincia, y con los estándares de transparencia, austeridad y planificación que sustentan la base de nuestro gobierno”, agregó el mandatario.

“Este evento marca un punto de inflexión en la estrategia de desarrollo económico de Chubut, con una visión que combina innovación, sostenibilidad e inversión para consolidar a la provincia como un actor clave en la matriz energética del futuro, que es el desafío actual no solo de la región, sino del mundo”, concluyó.

Paneles y oradores

La agenda de “Energía Chubut 2050 – Tierra de Futuro” incluirá paneles sobre energías renovables, como la eólica y el hidrógeno verde; reconversión de cuencas hidrocarburíferas; uso sostenible de los recursos naturales y logística estratégica.

Entre los participantes confirmados se encuentran el jefe de Gabinete de Ministros, Guillermo Francos; el expresidente de la Nación, Mauricio Macri; la diputada nacional Ana Clara Romero; el vicegobernador de Chubut, Gustavo Menna; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; y el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín. También participarán referentes del sector privado como Bernardo Andrews (Genneia); Gabriel Vendrell (Aluar); y el dirigente sindical y diputado nacional, Jorge Ávila (Petroleros Privados de Chubut), entre otros.

Los principales paneles incluirán: “Renovables: el futuro que ya está en marcha”, “Transformación y futuro de los hidrocarburos”, “Reconversión de cuencas maduras” y “Argentina ante el nuevo mapa global: claves para crecer”.

El cierre del evento contará con las exposiciones del gobernador Ignacio Torres, el jefe de Gabinete de Ministros de la Nación Guillermo Francos, el CEO de Pan American Energy Marcos Bulgheroni, y el politólogo y periodista Paulino Rodrigues como moderador.

La mesa de paz social de la Cuenca del Golfo San Jorge tiene fecha

El secretario general del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila, confirmó que el 25 de mayo se realizará la mesa de paz social y se firmará un acuerdo clave con las principales operadoras que trabajan en la Cuenca del Golfo San Jorge. El objetivo principal será estabilizar la actividad en la región y generar condiciones que estimulen nuevas inversiones.

Ávila aseguró que el entendimiento incluirá a las operadoras que estén activas en la Cuenca. “Ese día queremos firmar la paz social para todas las operadoras que laburan en Comodoro”, expresó el dirigente gremial en diálogo con La Petrolera.

La iniciativa busca contener el avance de los retiros voluntarios y la reducción de personal que afecta a distintos sectores de la industria en la región. “Estamos negociando un acuerdo que terminaría con la cantidad de gente que se está retirando, y ya permitiría tener una actividad con todos los más nuevos que quedaran adentro”, explicó Ávila.

El dirigente remarcó que la estrategia apunta especialmente a garantizar empleo para los trabajadores jóvenes, quienes serán fundamentales para mantener la producción en el futuro cercano.

Una mesa para atraer inversiones

En su intervención, Ávila reconoció las dificultades que atraviesa la cuenca del Golfo San Jorge, aunque se mostró optimista respecto al impacto positivo del nuevo acuerdo. “Estamos poniendo toda la carne a la parrilla para que las empresas que compren áreas en la región inviertan, porque acá se compró sabiendo lo que estaba pasando”, expresó.

El dirigente sindical subrayó que el compromiso del gremio es generar un escenario propicio para que las compañías decidan seguir apostando por la zona. El acuerdo se presenta como un intento de frenar el deterioro de la actividad y recuperar niveles sostenidos de producción.

“Queremos asegurar la continuidad de la actividad y la estabilidad laboral. Esto es una formación nueva de trabajadores”, aseveró Ávila, en referencia al recambio generacional que buscan consolidar con este acuerdo.

Desde el gremio consideran que esta estrategia no solo permitirá preservar empleos, sino también reorganizar el mapa laboral de la cuenca con una base renovada que asegure la sustentabilidad productiva a mediano y largo plazo.

Tras la salida de GeoPark, Phoenix acelera sus inversiones en Vaca Muerta

Phoenix Global Resources (PGR) anunció que seguirá adelante con su plan de inversiones aceleradas en Vaca Muerta, pese a que GeoPark decidió retirarse del acuerdo para adquirir participación en cuatro bloques no convencionales. La compañía invertirá 2.000 millones de dólares en los próximos cinco años para desarrollar de forma autónoma sus activos en Neuquén y Río Negro.

GeoPark confirmó que el acuerdo con PGR quedó sin efecto. Según informaron ambas empresas, la cláusula contractual que permitía finalizar el trato tras el vencimiento de ciertas condiciones precedentes fue activada por Phoenix.

“GeoPark sigue comprometida con su estrategia de crecimiento rentable, sostenible y disciplinado en grandes activos y cuencas”, declaró la firma, que cuenta con un saldo de caja de 330 millones de dólares y cobertura del 87% de su producción para 2025.

La decisión no alterará las operaciones actuales de Phoenix, que seguirá como operadora de los bloques Mata Mora Norte y Sur, y Confluencia Norte y Sur. Todos estos activos forman parte de su plan integral de expansión en Vaca Muerta, una de las formaciones de hidrocarburos no convencionales más relevantes del mundo.

El ambicioso plan de Phoenix

Phoenix ya lleva invertidos más de 750 millones de dólares en Vaca Muerta. Con la confianza de su accionista principal, la suiza Mercuria (una de las cinco mayores traders de commodities del mundo), la empresa planea alcanzar un plateau de producción de 70.000 barriles diarios sumando los bloques de Neuquén y Río Negro.

Como parte de su plan, incorporará un segundo equipo de perforación en enero de 2026 y avanza con la construcción de una planta de procesamiento de crudo (CPF) en Mata Mora Norte. Esta infraestructura, que entrará en funcionamiento en mayo de 2026, tendrá capacidad para procesar 40.000 barriles diarios y generará más de 200 empleos directos e indirectos.

La obra fue adjudicada a una firma neuquina y apunta a consolidar un hub productivo estratégico para Phoenix. Con un inventario estimado de 500 pozos por desarrollar, la empresa se posiciona como uno de los jugadores clave en la nueva etapa de desarrollo intensivo de Vaca Muerta.

Vaca Muerta, en el centro

Tanto Phoenix como GeoPark coinciden en la importancia estratégica de Vaca Muerta. Mientras una refuerza su compromiso con inversión directa y proyectos propios, la otra busca alternativas dentro de un enfoque de crecimiento disciplinado y generación de valor para sus accionistas.

GeoPark no descarta futuras oportunidades en la cuenca neuquina y continúa evaluando adquisiciones dentro de sus áreas geográficas prioritarias. Por su parte, Phoenix consolida su rol en la región, respaldada por la confianza de su matriz Mercuria, que ha decidido redoblar la apuesta en Argentina.

VMOS: la mega obra enfrenta sus desafíos críticos

Las obras de infraestructura son clave para lo que viene en Vaca Muerta. Argentina tiene la oportunidad de escalar en las exportaciones de petróleo y gas y llegar a facturar 30.000 millones de dólares de cara al 2030. Uno de los proyectos en ejecución es el Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), la obra más importante de la industria.

El vicepresidente de Infraestructura de YPF, Gustavo Gallino, explicó que si bien el VMOS ya es una realidad, el desafío principal está en superar los cuellos de botella. “Para que Argentina pueda lograr esta aspiración, hay que hacer proyectos importantes, fundamentalmente en el tratamiento y la evacuación de hidrocarburos”, aseguró. El ducto permitirá exportar gran parte del crudo que hoy no puede salir de la cuenca por limitaciones logísticas.

El VMOS no es solo una obra de YPF. Se trata de una iniciativa compartida por siete de las principales productoras del país. “Nos vemos día por medio porque todos estamos trabajando en esto. Es el desafío de la Argentina: entender que como industria tenemos que trabajar unidos para este desarrollo”, afirmó Gallino.

En términos de obra, el avance del VMOS ronda el 10%, considerando ingeniería, compras y ejecución. Ya hay más de 80 kilómetros de zanja abiertos, 200 kilómetros de pista liberada y 80 kilómetros de tubería soldados en doble junta. También avanzan las estaciones de bombeo de Allen y Chelforó, y ya comenzaron los trabajos en la terminal de Punta Colorada.

Los desafíos del VMOS

En el marco del evento Energía & Minería, organizado por Ámbito, Gallino describió que el mayor cuello de botella está en la obra submarina y en las boyas de evacuación del crudo. “Ya se cerró la compra de la boya y estamos muy enfocados en eso. No se trata de equipos estándar; hay que traer barcos, buzos, hacer una logística muy compleja”, explicó. También se avanza en acuerdos con proveedores para aprovechar sinergias con otros proyectos como el de SESA y los flotantes Hilli y MKII.

Otro reto técnico relevante es la construcción de tanques de almacenamiento gigantes. En total, se necesitan cinco en Vaca Muerta y uno más en Punta Colorada. Cada uno mide 87 metros de diámetro y más de 30 metros de altura, dimensiones comparables con las de un estadio de fútbol. La empresa encargada es Chicago Bridge, y las primeras chapas ya llegaron a Puerto Madryn.

CB&I construirá los tanques del Vaca Muerta Sur.

Cronograma exigente

A pesar de los desafíos, Gallino sostuvo que el cronograma se está cumpliendo con exigencia. “Queremos que la terminación mecánica esté lista hacia fines del tercer trimestre de 2026 y tener una puesta en marcha temprana con capacidad para 180.000 barriles diarios en el cuarto trimestre del mismo año”, detalló.

Todos los contratos de montaje y compra de materiales ya están firmados. “El proyecto está totalmente lanzado”, enfatizó Gallino. Sin embargo, destacó que el éxito dependerá del trabajo conjunto de toda la industria para sortear obstáculos logísticos y técnicos.

Una oportunidad estratégica

Gallino subrayó que el país debe aprovechar esta oportunidad no solo para evacuar más crudo, sino también para bajar costos y mejorar la eficiencia. “No son equipos de estantería. Hay que planificar bien y optimizar recursos. Por eso hablo de trabajar como industria, no como empresas aisladas”, remarcó.

La infraestructura que aportará el VMOS será clave para sostener el crecimiento de la producción en Vaca Muerta y consolidar a Argentina como exportador energético. “Es una realidad que ya se empieza a ver. Y cada vez se va a ver más”, aseguró el ejecutivo de YPF.