En dos semanas, Burgwardt y Expro anunciaron su salida de Chubut

La crisis de las empresas de servicios petroleros en la Cuenca del Golfo San Jorge sumó un nuevo capítulo. Apenas dos semanas después de que Expro comunicara que dejará de operar en la región, Burgwardt notificó oficialmente que también abandonará Comodoro Rivadavia.

En diálogo con La Voz del Sindicato, el secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, Jorge Ávila, confirmó que ambas situaciones ya están siendo abordadas por el gremio. Mientras Burgwardt pone en riesgo alrededor de 125 puestos de trabajo, Expro dejará otros 28 trabajadores que deberán ser reubicados si se quiere evitar un nuevo golpe sobre la actividad.

“La semana que viene va a ser difícil, pero estamos trabajando para llevarle tranquilidad a la gente. Vamos a garantizar que los retiros se hagan como corresponde y vamos a hacer todo lo posible para sostener la continuidad laboral”, afirmó Ávila.

Dos salidas en menos de dos semanas

La salida de Burgwardt abrió una negociación para definir indemnizaciones y buscar alternativas laborales para quienes queden desafectados. El dirigente gremial manifestó que la empresa notificó que no pretendía continuar con su contrato y el gremio comenzó inmediatamente a intervenir para ordenar el proceso.

En este marco, Ávila insistió en que el sindicato no impedirá que una empresa abandone un contrato si considera que ya no puede sostenerlo. Sin embargo, aclaró que la prioridad pasa por defender a los trabajadores y evitar que la crisis termine trasladándose directamente al empleo.

“Nosotros no le impedimos a una empresa que se vaya. Lo que hacemos es trabajar para que la gente pueda seguir teniendo trabajo. Siempre pusimos el hombro cuando una empresa dejó la Cuenca y esta vez vamos a hacer lo mismo”, señaló.

El dirigente explicó que el escenario se volvió todavía más complejo con la confirmación de la salida de Expro, que llegó mientras el sindicato aún intenta resolver la situación de Burgwardt. Para el gremio, la sucesión de retiros refleja el deterioro que atraviesa el sector de servicios petroleros en la región.

La Cuenca pierde empresas y se achican las alternativas

Ávila recordó que el proceso no comenzó ahora. En los últimos años también dejaron la Cuenca del Golfo San Jorge compañías como Halliburton, Weatherford y Calfrac, una tendencia que fue reduciendo la cantidad de empresas disponibles para absorber personal cuando alguna contratista decide retirarse.

Según explicó, esa pérdida de actores termina afectando directamente las posibilidades de sostener el empleo. Cada empresa que deja la región implica menos alternativas para reubicar trabajadores y una mayor competencia por los pocos contratos que siguen activos.

“Hoy tenemos, no sé si llegamos a diez empresas de operaciones especiales en la Cuenca. Si seguimos perdiendo empresas, lo único que hacemos es rifar quién se va y quién se queda”, advirtió el secretario general.

El dirigente sostuvo que la preocupación es todavía mayor porque la mayor parte de los trabajadores afectados pertenece a sectores que difícilmente sean absorbidos por otras compañías. Personal de limpieza, seguridad, administración y bases operativas aparece entre los grupos con menos posibilidades de conseguir una reubicación inmediata.

El desafío inmediato pasa por evitar nuevos despidos

En el caso de Burgwardt, el sindicato trabaja sobre un esquema que contempla retiros para los empleados con mayor antigüedad y reubicaciones para los trabajadores más jóvenes. Ávila considera que una indemnización puede representar una salida razonable para quienes están próximos a jubilarse, pero no para quienes recién comenzaron su carrera en la actividad.

Al mismo tiempo, el gremio abrió una negociación para encontrar alternativas para el personal de Expro, aunque reconoció que el margen de maniobra es cada vez más reducido por la escasez de empresas que permanecen operando en la Cuenca.

“Expro ya notificó que se va. Ahí hay 28 personas para sacar. Si nosotros no tenemos cómo ubicar esos 28 compañeros, ya empezamos a perder trabajadores”, alertó Ávila.

El dirigente también vinculó la decisión de varias contratistas con el deterioro de las condiciones económicas de los contratos y explicó que muchas empresas enfrentan licitaciones con tarifas más bajas y sin adicionales que antes permitían sostener la estructura operativa.

Marcos Bulgheroni anticipó que PAE buscará inversores para el shale de Cerro Dragón

Vaca Muerta es una realidad, pero el shale no empieza ni termina en la Cuenca Neuquina. Las fronteras no convencionales se extienden a lo largo de cuatro regiones donde cada una presenta sus particularidades. El Golfo San Jorge, por historia y músculo, se presenta como uno de los polos para ampliar el mapa de la industria petrolera.

En el marco del evento “Democracia y Desarrollo – El Nuevo Mapa Geopolítico Global y sus Implicancias para la Argentina”, el CEO de Pan American Energy, Marcos Bulgheroni, comparó el presente de Vaca Muerta con el del shale estadounidense en 2008, cuando la producción inició una curva de crecimiento exponencial. Según el directivo, la formación neuquina atraviesa hoy ese mismo punto de inflexión.

“Ya desrisqueamos, ya tenemos los oleoductos y los gasoductos troncales. Ahora lo que tenemos que hacer como industria es pozo, pozo y pozo”, planteó el ejecutivo para analizar el futuro del desarrollo no convencional en el país y los desafíos que enfrenta la industria de los hidrocarburos.

Más allá de Vaca Muerta

El directivo de PAE introdujo una advertencia central en su discurso sobre el rumbo de la industria petrolera argentina. Para Bulgheroni, el foco excluyente en una sola cuenca limita el potencial real del país en materia de hidrocarburos no convencionales.

“No le estamos haciendo un servicio a la industria si solo nos concentramos en Vaca Muerta. Estados Unidos tiene una docena de cuencas no convencionales, cada una con su economía y sus ventajas”, sostuvo en el marco del evento organizado por Clarín.

El ejecutivo recordó que Estados Unidos desarrolló de manera sucesiva distintas formaciones de shale: primero Marcellus, con gas y líquidos; después Haynesville, de gas seco, y más tarde Eagle Ford. Cada cuenca generó especializaciones propias dentro de la industria energética norteamericana.

Asimismo, Bulgheroni ponderó que puede aplicarse en la Argentina, donde existen al menos tres cuencas adicionales con potencial no convencional todavía sin explotar de manera intensiva. El desarrollo de Vaca Muerta no debería, advirtió, eclipsar esas otras oportunidades geológicas.

La visión de Marcos Bulgheroni para el Golfo San Jorge

Tal como viene informando eolomedia, PAE ya avanza en la exploración de una formación D-129 y renombrada como Aurora Austral. “Nosotros en Pan American lo estamos haciendo solos, por ahora. Si hay alguno acá que quiere ayudar, encantado de la vida”, afirmó Bulgheroni.

La compañía lleva perforados tres pozos exploratorios y confirmó que la roca posee condiciones petrofísicas compatibles con un desarrollo no convencional. El proceso, según el directivo, todavía está en una etapa temprana de aprendizaje técnico y operativo.

“Prefiero un pozo de treinta millones de dólares que no sirve para nada, pero aprendiste. Eso es necesario para tener, el año que viene, la suficiente información”, explicó Bulgheroni sobre la curva de aprendizaje que atraviesa la petrolera en el Golfo San Jorge.

El shale llega a Cerro Dragón: PAE ya perforó su primer horizontal y evalúa nuevos pozos.

Socios internacionales para el shale del sur

El CEO adelantó que la compañía buscará inversores extranjeros para acompañar el desarrollo de un nuevo polo shale, en un movimiento que apunta a replicar parte del esquema que potenció a Vaca Muerta en los últimos años.

“Yo no solo creo, sino que estoy poniendo plata para que esto sea así. Podamos abrirnos al mundo y buscar socios, esperemos que en Estados Unidos, para atraer inversión”, remarcó Bulgheroni durante su exposición.

Bulgheroni fue cauto respecto del potencial productivo de la cuenca y evitó adelantar resultados antes de tiempo. La compañía ya cuenta con un barco de GNL para exportar gas, lo que suma una ventaja logística adicional al proyecto.

El directivo defendió además la llegada de más compañías a las cuencas argentinas como motor de desarrollo de infraestructura energética y de transferencia de conocimiento técnico entre operadoras del sector.

“Yo no compito con YPF solo, yo compito con Shell, yo compito con Exxon, yo compito con GeoPark. Toda empresa petrolera que se precie quiere que vengan más empresas a trabajar en la cuenca. Vaca Muerta no es lo único, y hay para todos los gustos y todos los sabores”, destacó Bulgheroni.

Chubut espera inversiones por más de U$S 880 millones: Cerro Dragón concentra el grueso del capital

Chubut comienza a dejar atrás el cimbronazo de la reconfiguración de su matriz petrolera. Los bloques que pusieron en venta YPF y Tecpetrol ya cuentan con nuevos operadores y la parte norte de la Cuenca del Golfo San Jorge se prepara para una nueva etapa.

Según los planes presentados ante la Secretaría de Energía de la Nación y analizados por eolomedia, las compañías comprometieron desembolsos que superan los 880 millones de dólares para este 2026. La mayor parte de los fondos estará destinada a sostener y desarrollar la producción en áreas maduras de la región.

El ranking continúa encabezado por Pan American Energy (PAE), que proyecta invertir U$S 553,12 millones entre actividades de exploración y explotación. Sin embargo, el segundo lugar queda ahora para PECOM, que suma inversiones por U$S 177,42 millones al incorporar los U$S 110 millones previstos para Manantiales Behr.

Más atrás aparecen Compañías Asociadas Petroleras (CAPSA) y CAPEX, consideradas como un mismo grupo para este análisis, con inversiones proyectadas por U$S 100,84 millones. El cuarto lugar corresponde a Crown Point Energía, con un programa de desembolsos por U$S 49,97 millones.

El shale llega a Cerro Dragón: PAE ya perforó su primer horizontal y evalúa nuevos pozos.

Cerro Dragón sigue concentrando la mayor apuesta

La principal inversión individual continúa siendo la prevista por PAE para Anticlinal Grande-Cerro Dragón, donde la compañía proyecta desembolsar U$S 499,59 millones. El mítico bloque de la Cuenca del Golfo San Jorge es uno de los diez bloques más productivos del país y concentra una parte sustancial de la producción petrolera de Chubut.

La empresa también contempla inversiones por U$S 48,65 millones en otros bloques. En Cerro Tortuga-Las Flores prevé invertir U$S 28,18 millones en explotación y U$S 20,47 millones en exploración continuando con su plan no convencional, mientras que en Chulengo destinará U$S 4,33 millones y en Anticlinal Funes otros U$S 540 mil.

La magnitud de los desembolsos refleja el peso que mantiene Cerro Dragón dentro de la estrategia de desarrollo de la compañía y dentro de la estructura productiva de la Cuenca del Golfo San Jorge, que sigue siendo uno de los principales polos petroleros del país.

Chubut advierte que tiene la última opinión en el caso de Manantiales Behr.

PECOM apuesta fuerte por Manantiales Behr

La incorporación de Manantiales Behr a la cartera de PECOM cambia el mapa de Chubut. La compañía del Grupo Pérez Companc prevé destinar U$S 110 millones a uno de los tanques del convencional, una cifra que la posiciona como la segunda operadora con mayor nivel de desembolsos previstos para 2026.

A ese monto se suman los U$S 67,42 millones declarados ante la Secretaría de Energía para las áreas que actualmente opera en la provincia. Dentro de ese esquema, Campamento Central-Cañadón Perdido concentra inversiones por U$S 55,36 millones, mientras que Escalante-El Trébol recibirá otros U$S 12,06 millones.

La estrategia de la compañía apunta a fortalecer su presencia en algunos de los principales activos maduros de Chubut, en un contexto en el que las operadoras buscan sostener niveles de producción mediante programas de desarrollo, optimización operativa y recuperación secundaria.

CAPSA-CAPEX y Crown Point completan el cuadro de Chubut

Tomadas en conjunto, CAPSA y CAPEX proyectan inversiones por U$S 100,84 millones. El principal destino de esos recursos será el área Diadema, donde se prevén desembolsos por U$S 74,10 millones para actividades de explotación. El bloque es uno de los símbolos de la recuperación terciaria.

Por su parte, CAPEX invertirá U$S 17,40 millones en Pampa del Castillo-La Guitarra y otros U$S 4,65 millones en Bella Vista Oeste. También figuran partidas para Km 20, con U$S 3,90 millones, además de inversiones menores en Sindicato, Mina Reserva y Solano.

En tanto, Crown Point informó inversiones por U$S 49,97 millones, distribuidas entre El Tordillo, que recibirá U$S 33,07 millones, lo que marcará la activación de un perforador luego de tres años. Además, Puesto Quiroga recibirá U$S 16,90 millones. A ellas se suma Colhué Huapi S.A., que proyecta destinar U$S 500 mil al área Estancia La Escondida, completando un panorama que busca llevar un poco de previsibilidad para Chubut.

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.