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PAE busca revitalizar Cerro Dragón de la mano de EOR

Pan American Energy (PAE) avanzará con la presentación de un proyecto de USD 680 millones en el marco del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), con el objetivo de desarrollar nuevas etapas de recuperación terciaria en Cerro Dragón.

La iniciativa contempla la construcción de 22 plantas de inyección de polímeros, además de nuevas perforaciones y tareas de reacondicionamiento sobre cientos de pozos productores e inyectores. El foco del proyecto está puesto en sostener la producción convencional en una cuenca que enfrenta un marcado declino natural.

El anuncio fue realizado en el Palacio de Hacienda durante un encuentro encabezado por el ministro de Economía, Luis Caputo, junto al CEO de PAE, Marcos Bulgheroni, autoridades provinciales y representantes sindicales del sector petrolero.

El desafío de sostener la producción

Con este proyecto, PAE intentará consolidar una nueva etapa de desarrollo en Cerro Dragón, el principal yacimiento convencional del país. La empresa apuesta a la incorporación de tecnología para mejorar los niveles de recuperación de crudo y extender la vida útil del área.

La recuperación terciaria aparece como una de las alternativas más utilizadas para incrementar extracción en campos maduros. A diferencia de las etapas primaria y secundaria, este sistema apunta a movilizar el petróleo que permanece atrapado en la roca mediante la inyección de compuestos químicos especializados.

En este caso, el esquema utilizará polímeros para mejorar la eficiencia del barrido dentro del reservorio. Según las estimaciones difundidas por la compañía, el proyecto podría aportar una producción incremental acumulada de aproximadamente 24 millones de barriles durante su vida útil.

El rol del RIGI en los proyectos petroleros

La decisión de encuadrar el proyecto dentro del RIGI refleja la importancia que las compañías le asignan al nuevo régimen de incentivos impulsado por el Gobierno nacional. El esquema ofrece beneficios fiscales, aduaneros y cambiarios para inversiones de gran escala y largo plazo.

En la industria consideran que este tipo de herramientas puede resultar determinante para viabilizar proyectos complejos en cuencas maduras, donde los costos operativos suelen ser más elevados y los márgenes de rentabilidad dependen de condiciones de estabilidad económica.

El proyecto de PAE requerirá además importantes trabajos de infraestructura y operación sobre el campo. El plan contempla intervenir cerca de 220 pozos inyectores y alrededor de 650 pozos productores, en una de las mayores campañas de recuperación avanzada previstas para la cuenca.

Impacto esperado en Chubut

Además de apuntar a sostener producción, la iniciativa busca mantener niveles de actividad en el entramado petrolero regional. La ejecución del proyecto demandará servicios de perforación, mantenimiento, transporte y operaciones especiales vinculadas a la industria hidrocarburífera.

En Chubut, la continuidad de la actividad convencional representa un tema central tanto para las empresas como para los sindicatos petroleros, debido al impacto que tiene sobre el empleo y la economía regional. La Cuenca del Golfo San Jorge atraviesa desde hace años un escenario de caída natural de producción.

Desde el sector empresario consideran que la incorporación de nuevas tecnologías puede ayudar a ralentizar ese proceso y habilitar zonas que anteriormente no resultaban económicamente viables para su explotación.

La conversión del Golfo San Jorge en la mira. PAE subirá un nuevo perforador.

El proyecto de PAE de largo plazo para Cerro Dragón

La petrolera estima que el desarrollo permitirá alcanzar picos de producción superiores a los 11.300 barriles diarios adicionales. Ese volumen tendría impacto tanto en los niveles de extracción como en las regalías provinciales asociadas a la producción incremental.

Durante el anuncio participaron el ministro de Economía, Luis Caputo; el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni; el gobernador de Chubut, Ignacio Torres; y dirigentes sindicales como Jorge Ávila y José Lludgar, además de funcionarios del área energética y directivos de la compañía.

Por parte de PAE también estuvieron presentes el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el vicepresidente de Operaciones en Golfo San Jorge, Tomás Catzman.

Las “nuevas fracturas” que generan expectativas para el shale de Cerro Dragón

“Lo peor ya pasó”. Esa es la frase que se repitió en el acto de asunción de la nueva comisión directiva del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut. La premisa se basa en los nuevos actores que llegaron a la Cuenca del Golfo San Jorge y el plan piloto shale de Cerro Dragón.

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, confirmó que mantendrá una reunión con la compañía para avanzar en nuevas inversiones vinculadas al shale y a un eventual proyecto de polímeros, en un contexto marcado por la búsqueda de mayor actividad en la región y por la necesidad de sostener los puestos de trabajo.

“Próximamente vamos a mantener una reunión con la empresa Pan American Energy para avanzar en la proyección del no convencional y en la eventual posibilidad de desarrollar una inversión en polímeros en Cerro Dragón”, sostuvo Torres.

“Estamos en un contexto económico complejo y volátil, pero con mayores niveles de previsibilidad para el sector, y eso representa una oportunidad importante que tenemos que aprovechar”, agregó el mandatario.

La apuesta de Chubut al shale

Las declaraciones de Torres se producen mientras Pan American Energy avanza con pruebas técnicas sobre la formación D-129, considerada la roca madre de la Cuenca del Golfo San Jorge. El proyecto busca determinar si la región puede desarrollar una producción shale con características propias, diferentes a las de Vaca Muerta.

En ese escenario, el Upstream Managing Director de PAE, Fausto Caretta, explicó durante el Encuentro Regional de Energía en Chubut que la compañía decidió revisar décadas de información geológica para identificar nuevas oportunidades en una cuenca considerada madura.

“Cuando llegué hace dos años me dijeron: ‘La cuenca es madura, no hay mucho para hacer’. Pero volvimos a mirar la sísmica, la historia de exploración y hablamos con geólogos que habían trabajado hace décadas en la región”, explicó Caretta.

El ejecutivo sostuvo que el objetivo fue desafiar el enfoque tradicional sobre la cuenca. Según indicó, el análisis permitió identificar sectores de Cerro Dragón con condiciones compatibles para el desarrollo shale, especialmente por la profundidad, la temperatura y la presencia de materia orgánica.

Rio Chico, la apuesta shale de PAE en Chubut.

El primer pozo horizontal en Cerro Dragón

A partir de esos estudios, la compañía perforó primero un pozo vertical en 2024 para analizar las propiedades de la roca. De acuerdo con Caretta, los resultados confirmaron la existencia de contenido orgánico y sobrepresión, dos variables consideradas fundamentales para avanzar hacia un desarrollo no convencional.

“Perforamos un pozo vertical y comprobamos que la roca tenía el contenido orgánico que necesitábamos y además un 50% de sobrepresión. Después hicimos una fractura pequeña y el pozo fluyó gas”, detalló el directivo.

Ese resultado impulsó a la empresa a avanzar con un pozo horizontal de 1.500 metros utilizando tecnología similar a la aplicada en Vaca Muerta. Caretta aclaró, sin embargo, que las condiciones geológicas de la roca madre chubutense son diferentes y requieren un aprendizaje específico.

“No es un pozo igual que Vaca Muerta. Cada shale es distinto y se comporta de manera diferente frente a la estimulación hidráulica. La única forma de aprender es fracturando”, señaló.

El ejecutivo precisó además que el primer pozo horizontal no convencional en el Cerro Dragón demandó una inversión cercana a los 30 millones de dólares. Para ejecutar las etapas de fractura, la empresa trasladó equipamiento y experiencia desarrollada previamente en Neuquén.

Resultados técnicos y próximos pasos

Según explicó Caretta, los resultados iniciales fueron positivos desde el punto de vista operativo, aunque todavía existen desafíos técnicos para mejorar la productividad del pozo. La compañía logró producir gas con condensado, pero detectó que gran parte de las fracturas realizadas no tuvieron el rendimiento esperado.

“De las 25 fracturas solamente cuatro están produjeron gas. Pero si con cuatro obtuvimos caudales interesantes, creemos que si logramos hacer eficientes las 25 el potencial puede ser muy importante”, afirmó.

El ejecutivo indicó que esa experiencia llevó a la compañía a convocar especialistas internacionales en geomecánica, petrofísica y petroquímica para redefinir el diseño de futuras fracturas. El objetivo ahora es optimizar la estimulación hidráulica.

“Contratamos a los gurúes del mundo en geomecánica y petroquímica porque el conocimiento es fundamental”, explicó el ejecutivo. Con esas recomendaciones, se realizó el segundo pozo en noviembre del 2025.

Caretta remarcó que la empresa no busca replicar el modelo neuquino, sino desarrollar un esquema adaptado a las condiciones de la Cuenca del Golfo San Jorge. En esa línea, sostuvo que el aprendizaje técnico será clave para definir el potencial económico del proyecto.

Expectativas por inversiones y empleo

Mientras avanzan las pruebas técnicas, el Gobierno de Chubut sigue de cerca la evolución del proyecto por el impacto que podría tener sobre la actividad económica provincial. La expectativa oficial está puesta tanto en nuevas inversiones petroleras como en el desarrollo de cadenas industriales asociadas.

“Estimamos que este escenario, que inicialmente parecía coyuntural (por la cotización del barril de petróleo), podría extenderse durante varios meses, y es importante aprovechar esta oportunidad para generar más inversiones y puestos de trabajo”, señaló Torres.

El mandatario provincial agregó que esperan novedades en el corto plazo para la cuenca y aseguró que el contexto actual representa una oportunidad para recuperar dinamismo en una región golpeada por la caída de la producción convencional.

Neuquén aprobó nuevos ingresos de Continental Resources en Vaca Muerta

El Ministerio de Energía de Neuquén aprobó dos adendas a los contratos de Unión Transitoria (UT) celebrados entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP) y Pan American Energy (PAE) para las áreas Coirón Amargo Sur Este (CASE) y Aguada Cánepa, mediante las cuales se incorporó Continental Resources Argentina Sociedad Anónima Unipersonal (Continental) a ambos proyectos. La operación se concretó a partir de la cesión del 18% de participación de PAE en cada contrato.

De esta manera, la composición de participación en los Contratos UT de Coirón Amargo Sur Este y Aguada Cánepa quedó conformada por un 10% para GyP, un 72% para PAE y un 18% para Continental. En ambas áreas, GyP continúa como titular de la concesión y Pan American Energy mantiene la operación.

Por otra parte, también se autorizó la cesión del 20% de participación de PAE a favor de Continental en la CENCH Bandurria Centro, área cuya titularidad corresponde a Pan American Energy. A partir de esta autorización, la composición quedó integrada por un 80% para PAE y un 20% para Continental, mientras que la compañía (PAE) continuará como operadora del área.

 

Las medidas se realizaron en el marco de la Ley Nacional de Hidrocarburos N° 17.319 y la Ley Provincial 2453, y contaron con las intervenciones técnicas, ambientales, legales y económicas de las áreas competentes de la Provincia, que no formularon objeciones para la continuidad de los trámites.

Las decisiones adoptadas se enmarcan en la política provincial de promoción y consolidación de la actividad hidrocarburífera no convencional, garantizando continuidad operativa, previsibilidad contractual y nuevas inversiones en áreas estratégicas de Vaca Muerta.

Sobre Continental Resources

Continental Resources Argentina S.A.U. es controlada por la estadounidense Continental Resources, Inc., empresa con más de 60 años de trayectoria en el sector hidrocarburífero y experiencia en el desarrollo de reservorios no convencionales.

La compañía cuenta con experiencia en perforación horizontal y en el desarrollo de técnicas de pozos múltiples desde una misma locación.

Antecedente en Neuquén

Estos nuevos ingresos en áreas hidrocarburíferas se suman a lo anunciado por el Gobierno de la Provincia del Neuquén, el 30 de diciembre de 2025, cuando se aprobó la Adenda II al Contrato de Unión Transitoria (UT) del área Los Toldos II Oeste, suscripta entre Gas y Petróleo del Neuquén S.A. (GyP), Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L. y Continental Resources Argentina S.A.U.

A partir de esa modificación contractual, Continental asumió la totalidad de los derechos y obligaciones correspondientes al porcentaje de participación cedido por Pluspetrol Cuenca Neuquina S.R.L., incorporándose a la UT con una participación del 90% y siendo designada como empresa operadora del área, mientras GyP conservó el 10% restante.

Vaca Muerta frenó su ritmo récord: el fracking cayó 11% en abril

Vaca Muerta está llamada a transformarse en el gran motor energético de la región y en un actor clave dentro del mercado del GNL. El potencial de la formación sigue empujando nuevos récords productivos, aunque abril mostró una desaceleración en una actividad que venía funcionando a máxima velocidad.

De acuerdo con el informe elaborado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, durante el cuarto mes del año se registró el nivel más bajo de actividad de 2026. Aun así, las cifras continúan muy por encima de las alcanzadas durante el año pasado.

Los datos relevados por eolomedia indican que las operadoras concretaron 2.335 etapas de fractura hidráulica, lo que representó una caída del 11% frente a marzo —mes que marcó un récord histórico con 2.616 operaciones— y un incremento interanual del 15%.

En cuanto a la distribución de la actividad en las distintas ventanas de la formación, el informe detectó que 2.014 punciones estuvieron orientadas al shale oil, mientras que otras 321 correspondieron al desarrollo de shale gas.

El liderazgo del shale neuquino

Entre las operadoras también hubo movimientos destacados. El liderazgo volvió a quedar en manos de YPF, que mantuvo una amplia diferencia sobre el resto de las compañías al concentrar el 49% del total de las etapas de fractura realizadas durante abril.

La petrolera de mayoría estatal completó 1.136 punciones a lo largo del mes. La actividad estuvo concentrada principalmente en los bloques Lajas Este, Rincón del Mangrullo, La Amarga Chica, La Caverna, Aguada de la Arena y Bajo del Toro Norte.

La gran sorpresa del relevamiento fue Shell. La compañía anglo-holandesa completó 236 fracturas en Cruz de Lorena, un desempeño que le permitió explicar el 10% de todas las punciones registradas en Vaca Muerta.

El tercer lugar del ranking quedó para Tecpetrol. La empresa del Grupo Techint continúa consolidando su presencia entre las principales jugadoras del shale neuquino y abril reforzó esa tendencia con una fuerte actividad en Fortín de Piedra.

Las operadoras que sostuvieron el ritmo

La compañía completó 196 operaciones en su bloque insignia, una cifra equivalente al 8% de todas las etapas de fractura realizadas en la formación no convencional durante el cuarto mes del año.

El mapa del fracking también mostró que Pluspetrol, Pan American Energy (PAE), Vista Energy y Chevron lograron sostener niveles de actividad similares a los de meses anteriores, pese a la desaceleración general del sector.

En el caso de Pluspetrol, la firma concretó 183 operaciones distribuidas entre 38 etapas en La Calera y otras 145 en Bajo del Choique, uno de los activos adquiridos recientemente a ExxonMobil.

Por su parte, PAE realizó 176 etapas de fractura, todas enfocadas en la ventana petrolera de la formación no convencional a través del bloque Lindero Atravesado. Tanto Pluspetrol como la compañía del grupo Bulgheroni concentraron cada una el 8% de las punciones totales.

Detrás apareció Vista Energy, la petrolera liderada por Miguel Galuccio, con 114 operaciones en Bajada del Palo Oeste, uno de los principales desarrollos de shale oil de la compañía.

Un escalón más abajo se ubicó Chevron, que enfocó gran parte de su actividad en El Trapial. Tanto Vista como la operadora estadounidense explicaron cada una el 5% del total de las operaciones registradas durante abril.

Vaca Muerta volvió a registrar una baja en sus etapas de fractura.

 

Las compañías con menor actividad en Vaca Muerta

Solo tres empresas quedaron por debajo de las 100 etapas de fractura durante el mes. Se trató de Phoenix Global Resources (PGR), TotalEnergies y Pampa Energía, que cerraron el ranking de actividad en el shale argentino.

Phoenix Global Resources realizó 73 operaciones en Mata Mora Oeste, mientras que TotalEnergies contabilizó 71 punciones en Aguada Pichana. En tanto, Pampa Energía completó 37 fracturas en Sierra Chata.

PAE confirmó que subirá un perforador y dos pulling en Cerro Dragón

Pan American Energy (PAE) pondrá en marcha dos equipos de pulling en mayo y un perforador en junio en Cerro Dragón. Así quedó confirmado en la reunión que mantuvieron las autoridades de la operadora, el Gobierno de Chubut y el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut.

Con la activación de los equipos, PAE contará con 5 perforadores, 7 equipos de work over, y 17 equipos de pulling operativos.

Del encuentro participaron el gobernador de Chubut, Ignacio Torres; el secretario general del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, y diputado nacional, Jorge Ávila; el ministro de Hidrocarburos de Chubut, Federico Ponce; y, por parte de PAE, el Upstream Managing Director, Fausto Caretta; el vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales, Daniel Felici; el vicepresidente de Operaciones Golfo San Jorge, Tomás Catzman; el vicepresidente de Relaciones Laborales, Sergio Faraudo; y el gerente Ejecutivo de Relaciones Laborales, Adrián Escobar.

En este contexto, Torres destacó la necesidad de sostener y ampliar el nivel de inversiones, en un escenario internacional marcado por un barril de petróleo cuyo precio se mantiene por encima de los 100 dólares.

“En un contexto internacional extraordinario, donde los niveles de rentabilidad son tan altos, es necesario que las operadoras reinviertan esos ingresos extraordinarios de manera proporcional en la región”, señaló.

Inversiones y recuperación de la actividad

Tras el encuentro, Torres confirmó que PAE incorporará durante mayo dos equipos de pulling y que en junio sumará un nuevo equipo perforador para el desarrollo de pozos en Cerro Dragón.

Estas inversiones se complementan con la reactivación de equipos por parte de otras operadoras, como Crown Point y PECOM, lo que permitirá elevar, hacia fines del 2026, a nueve la cantidad de perforadores activos en la provincia.

“Esto nos va a permitir cerrar el año con niveles de actividad y con una cantidad de pozos perforados que no se registraban desde 2019”, sostuvo el mandatario.

Asimismo, remarcó que “en un contexto desafiante como el actual, es fundamental generar condiciones para que haya más inversión, más producción y más empleo en uno de los sectores clave de la economía provincial”.

Medidas para incentivar la inversión

El gobernador también puso en valor una serie de decisiones adoptadas por Chubut para fortalecer la actividad hidrocarburífera y generar condiciones de mayor competitividad en la Cuenca del Golfo San Jorge.

Entre ellas, destacó la implementación de esquemas de baja de regalías, orientados a incentivar nuevas inversiones; la eliminación de aranceles a los polímeros, insumo clave para la recuperación terciaria de los yacimientos; y el acompañamiento a la eliminación del denominado “Barril Criollo”.

Víctor Contreras y SICIM ganaron la licitación del gasoducto de SESA

El consorcio conformado por Techint y SACDE recibió un nuevo revés en un proyecto de infraestructura energética. La firma Víctor Contreras junto a la italiana SICIM se quedaron con la licitación del gasoducto del proyecto Southern Energy SA (SESA), encabezado por Pan American Energy (PAE) y YPF, y cuenta con participación de Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG. El plan contempla la construcción de un ducto clave para transportar gas desde Vaca Muerta hacia la costa de Río Negro.

La oferta ganadora se quedó con los tres tramos de la obra civil por unos 530 millones de dólares, con una propuesta cerca de un 15% más barata que la presentada por Techint-SACDE. La diferencia económica, estimada en unos 80 millones de dólares, resultó determinante en el proceso.

Competencia de costos en la obra del gasoducto

El resultado de la licitación confirma una tendencia creciente en el negocio de la construcción energética, donde el factor precio comienza a imponerse incluso frente a grandes jugadores tradicionales. La victoria de Víctor Contreras y SICIM marca un cambio en la dinámica competitiva del sector.

En paralelo, la obra de la planta compresora fue adjudicada a la firma neuquina Oilfield Production Services (OPS), controlada por Carlos Pérez. El contrato ronda los 95 millones de dólares y será clave para garantizar el transporte del gas hacia el Golfo San Matías.

La disputa por los caños del proyecto de GNL reabrió el debate sobre apertura económica y protección industrial.

Un nuevo golpe para el grupo Techint

La derrota se suma a un antecedente reciente que ya había impactado en la estrategia del grupo que lidera Paolo Rocca. A comienzos de año, Tenaris, brazo industrial de Techint, perdió la licitación para proveer los caños frente a la compañía india Welspun.

En ese proceso, la oferta de la firma asiática fue significativamente más competitiva, lo que dejó fuera de carrera a la producción local de la planta ubicada en Valentín Alsina. El episodio encendió alertas sobre la presión de precios en la cadena de valor.

Para Techint y SACDE, el escenario marca un contraste con años anteriores, cuando ambas compañías fueron protagonistas en proyectos como el Gasoducto Perito Moreno (exPresidente Néstor Kirchner( y la Reversión del Gasoducto Norte, donde la escala y experiencia jugaron a su favor.

El avance del proyecto Southern Energy

El desarrollo de Southern Energy aparece como uno de los proyectos más firmes para posicionar a la Argentina en el mercado global de Gas Natural Licuado (GNL). La iniciativa incluye la instalación de un buque de licuefacción operado por Golar LNG en la costa de Río Negro.

El cronograma previsto por las compañías establece el inicio de las obras hacia mediados de 2026, mientras que la puesta en marcha y las primeras exportaciones se proyectan para 2028. Se trata de plazos exigentes que obligan a acelerar decisiones de inversión.

Halliburton superó las mil etapas de fractura en Vaca Muerta

Marzo no solo significó un nuevo techo histórico para el fracking de Vaca Muerta, sino que se convirtió en una marca top para la actividad de una empresa de servicio en particular: Halliburton. Los trabajadores de mamelucos rojos fueron una pieza clave para el récord de 2.616 punciones en el segmento shale.

Según el informe de Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, Halliburton completó 1.147 punciones, lo que traduce en el 44% de las operaciones totales en la roca madre.

El podio del fracking

La compañía cumplió con las tareas demandadas por cuatro operadoras: completó 590 operaciones para YPF, realizó 209 fracturas para Pampa Energía, desarrolló 129 trabajos para Pluspetrol Cuenca Neuquina (que está vinculada a los bloques Bajo del Choique – La Invernada) y se encargó de las 156 punciones solicitadas por Shell.

La competidora directa de Halliburton es SLB. La firma de mamelucos azules completó 600 etapas de fractura, lo que significó el 23% de las operaciones totales en la formación no convencional. Sus operaciones se explicaron por los encargos de dos operadoras: YPF solicitó 526 fracturas y Vista Energy requirió 74 punciones.

El fracking de Vaca Muerta sigue en valores top.

El podio fue completado por Calfrac. La compañía se afianza en el tercer lugar del fracking de empresas de servicio y sigue creciendo con proyección a quedarse con el segundo puesto de la actividad. En total, completó 382 operaciones, que se dividen en 207 para Vista Energy, 160 para Pan American Energy (PAE) y 15 paraPluspetrol CN.

Los sets de fractura en Vaca Muerta

Tenaris también registró un crecimiento en sus registros. La empresa del Grupo Techint completó 263 etapas de fracturas que se distribuyeron entre 138 para Tecpetrol, 98 de Phoenix Global Resources y 27 para TotalEnergies.

Asimismo, Servicios Petroleros Integrales (SPI) cerró el informe con 224 punciones y todas fueron requeridas por Pluspetrol. Hay que destacar que la actividad de esta división está destinada a los trabajos en La Calera.

Río Negro adjudicó a PAE un nuevo permiso exploratorio en Vaca Muerta

El Gobierno de Río Negro otorgó a Pan American Energy (PAE) el permiso de exploración del área hidrocarburífera Cinco Saltos Sur, ubicada en el sector rionegrino de la cuenca Neuquina. La adjudicación quedó formalizada a través del Decreto 32/26 y contempla un compromiso de inversión de USD 8,58 millones en un plazo de dos años.

La definición fue el resultado del Concurso Público Nacional e Internacional N° 01/25, donde PAE presentó la propuesta técnica y económica mejor calificada. El pliego licitatorio establecía un derecho de preferencia para igualar la mejor oferta, condición que fue clave en el proceso de adjudicación.

Cinco Saltos Sur es un bloque que no registra actividad hidrocarburífera desde 1979, año en el que se realizó la única perforación histórica documentada. Sin embargo, el avance de los desarrollos no convencionales en áreas cercanas volvió a posicionar al bloque como un activo estratégico, especialmente por su potencial asociado a la formación Vaca Muerta.

Un área con potencial shale

Desde el gobierno provincial explicaron que el interés por el área se sustenta en los antecedentes técnicos de proyectos vecinos como Mata Mora y en los resultados obtenidos en los permisos exploratorios ya concedidos en Confluencia Norte, Confluencia Sur y Cinco Saltos Norte, que permitieron delinear un escenario geológico favorable.

El plan de trabajo aprobado para Cinco Saltos Sur se organiza en tres etapas. La primera contempla estudios geológicos y geofísicos preliminares. Luego se avanzará con la perforación de un pozo exploratorio de al menos 3.000 metros de profundidad, que incluirá una rama horizontal cercana a los 2.000 metros. Finalmente, se realizará la evaluación técnica y económica de los resultados obtenidos.

El objetivo central del programa exploratorio será recopilar información clave para definir con mayor precisión el potencial productivo del bloque. En caso de que los resultados sean positivos, el proyecto podría escalar hacia una fase de desarrollo intensivo, con la posibilidad de perforar hasta 147 pozos horizontales.

El nuevo bloque de PAE

El área Cinco Saltos Sur abarca una superficie de 252 kilómetros cuadrados y se ubica en la barda norte del Alto Valle. Dentro del bloque se incluye parte del Lago Pellegrini, lo que implica condiciones ambientales particulares.

En ese sentido, todos los trabajos deberán cumplir con exigencias ambientales y sociales específicas. Entre ellas, se destaca la elaboración de un Estudio de Sensibilidad Ambiental y Social, con foco en la zona de Perilago, el Arroyón y sectores con presencia de viviendas. Además, la permisionaria deberá ajustarse a los lineamientos de la Secretaría de Ambiente y del Departamento Provincial de Aguas, que incluyen estudios de riesgo hídrico, planes de contingencia y medidas de protección de los recursos hídricos.

PAE incorpora a Continental Resources para acelerar el desarrollo de Vaca Muerta

Pan American Energy (PAE) y Continental Resources se asociaron con el objetivo de acelerar el desarrollo de cuatro bloques de shale oil en Vaca Muerta. El acuerdo consiste en la adquisición por parte de Continental del 20% de la participación de PAE en las áreas Coirón Amargo Sureste, Bandurria Centro, Aguada Cánepa, ubicadas en la provincia del Neuquén, y Loma Guadalosa, en Río Negro. PAE continuará como socio mayoritario y operador en todos los bloques.

Durante décadas Continental ha sido pionera en el desarrollo de recursos no convencionales en Estados Unidos. Con una producción diaria que alcanza los 500.000 barriles de petróleo equivalente por día en 2025 y más de 5.200 pozos operados, su trayectoria se define por la innovación tecnológica, la disciplina operativa y una gestión financiera responsable. A nivel internacional, Continental aplica el mismo rigor técnico y una visión de desarrollo a largo plazo a nuevas oportunidades, incluyendo Vaca Muerta.

El cierre del acuerdo está sujeto a la aprobación de la transferencia de las participaciones por parte de las provincias de Neuquén y Río Negro.

Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy, afirmó que “esta relación estratégica con una las principales compañías de petróleo y gas independientes de Estados Unidos busca acelerar el desarrollo de las cuatro áreas en ambas provincias. Como socio no operador, Continental nos aportará su know-how en derisqueo, desarrollo y eficiencia de operaciones con el objetivo de poner en valor los enormes recursos no convencionales que tiene nuestro país”.

“Vaca Muerta es una de las formaciones de shale más atractivas del mundo y estamos entusiasmados de continuar invirtiendo en Argentina y consolidar la posición de Continental a través de este acuerdo con Pan American Energy”, dijo Doug Lawler, presidente y director ejecutivo de Continental Resources. “PAE es un operador altamente capacitado con una profunda experiencia en la cuenca. Tenemos muchas expectativas en aprender de PAE y de compartir la experiencia de Continental en recursos no convencionales para impulsar el desarrollo de Vaca Muerta”.

PAE lleva más de 50 años invirtiendo en Neuquén y actualmente es uno de los protagonistas del desarrollo no convencional. En la cuenca neuquina, la compañía produce 12 millones de m³ diarios de gas y 40.000 barriles de petróleo por día, lo que significa un total cercano a 100.000 barriles de petróleo equivalentes por día (BOED). En esta provincia PAE opera siete áreas, seis de ellas en etapa de desarrollo, y participa como socio no operador en otras dos. En Río Negro la compañía opera el área Loma Guadalosa, la primera concesión de explotación no convencional otorgada por dicha provincia.

PAE exporta gas de Vaca Muerta a Uruguay para generación eléctrica

Pan American Energy (PAE) dio un nuevo paso en la consolidación del gas natural argentino en los mercados regionales al firmar un contrato con la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de Uruguay para la exportación de gas proveniente de Vaca Muerta, destinado a la generación térmica de energía eléctrica.

Las exportaciones se concretan a través del Gasoducto Cruz del Sur, la infraestructura que une Punta Lara, en la provincia de Buenos Aires, con las ciudades de Colonia y Montevideo, en Uruguay.

El ducto es operado por un consorcio integrado por Pan American Energy, la empresa estatal uruguaya ANCAP, Harbour Energy y Shell, lo que garantiza una plataforma binacional clave para el intercambio energético entre ambos países.

Según informaron las compañías, PAE ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, y se prevé que los volúmenes exportados se incrementen durante los meses de verano, en función de la demanda del sistema eléctrico uruguayo.

El gas exportado se utiliza para alimentar la central de ciclo combinado de Punta del Tigre, una de las principales usinas térmicas de Uruguay. La sustitución de combustibles líquidos más costosos por gas natural permite reducir significativamente los costos de generación y disminuir las emisiones asociadas, fortaleciendo la eficiencia y sustentabilidad del sistema energético del país vecino.

Desde el punto de vista argentino, la operación refuerza el posicionamiento del gas de Vaca Muerta como un insumo competitivo en la región y contribuye a la generación de divisas.

Pan American Energy es uno de los principales productores de gas natural del país y abastece tanto al mercado interno como a los mercados regionales, aprovechando excedentes estacionales de producción.

En paralelo, la compañía avanza en su estrategia de largo plazo en el mercado internacional de gas. A partir de 2027, PAE formará parte del consorcio Southern Energy, con el que apunta a convertirse en uno de los actores relevantes de Argentina en el negocio global de Gas Natural Licuado (GNL), ampliando las oportunidades de exportación a mercados de mayor escala.

Por su parte, UTE, la empresa pública responsable del sector eléctrico uruguayo, cumple un rol central en la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica en el país.

La incorporación de gas natural importado desde Argentina se inscribe en su estrategia para garantizar el abastecimiento, contener costos y ofrecer energía accesible, en un contexto de transición hacia una matriz más eficiente y sostenible.