PAE busca extender las fronteras de Vaca Muerta

Mediante el decreto publicado en el Boletín Oficial, el Gobierno de Río Negro avaló la propuesta de iniciativa privada presentada por Pan American Energy (PAE), que apunta a la exploración con fines no convencionales en el área Cinco Saltos Sur, con el objetivo de perforar un pozo de al menos 3000 metros de profundidad y una rama horizontal de 2000 metros en el primer período exploratorio.

La empresa propuso una inversión inicial de 1700 Unidades de Trabajo (UT), equivalentes a 8,5 millones de dólares, a ejecutarse en los primeros tres años. El plan contempla una primera etapa de tareas preliminares, perforación durante la segunda etapa, y evaluación técnica y económica en la tercera. En caso de resultados positivos, se prevé un desarrollo con hasta 147 pozos horizontales.

La secretaria de Hidrocarburos de Río Negro, Mariela Moya, destacó: “Esta aprobación es parte de una política sostenida para potenciar el desarrollo de Vaca Muerta en territorio rionegrino. Nos permite avanzar en nuevas áreas que hasta ahora no habían sido consideradas en proyectos exploratorios”.

Características del proyecto de PAE

El bloque Cinco Saltos Sur abarca unos 252 km² e incluye parte del Lago Pellegrini. Históricamente, la única perforación registrada data de 1979. A partir de la información geológica y los antecedentes técnicos de proyectos vecinos como Mata Mora y los permisos ya otorgados en Confluencia Norte, Sur y Cinco Saltos Norte, el área fue considerada como de alto interés para la provincia.

Se estableció que la futura permisionaria deberá cumplir con estrictos requisitos ambientales y de protección hídrica, establecidos por la Secretaría de Ambiente y el Departamento Provincial de Aguas, incluyendo estudios de riesgo hídrico, sensibilidad ambiental y planes de contingencia.

El decreto autoriza el llamado a Concurso Público Nacional e Internacional Nº 01/25 y otorga a Pan American Energy el derecho de preferencia, en caso de que iguale la mejor oferta durante la licitación.

“Con esta iniciativa estamos ampliando la frontera de exploración de hidrocarburos no convencionales en Río Negro, siguiendo criterios técnicos y ambientales sólidos”, concluyó Moya. El llamado a licitación se concretará en las próximas semanas.

Phoenix comenzó a producir shale oil en Río Negro.

Otros proyectos en Río Negro

La exploración de la lengua rionegrina de Vaca Muerta también cuenta con otros actores como Phoenix Global Resources (PGR) y Capex.

El plan de inversiones de Phoenix incluye la incorporación de un segundo equipo de perforación, ya contratado, para comenzar a operar en enero de 2026 y la ya iniciada obra de construcción de una planta de procesamiento de crudo (CPF) con capacidad de tratamiento de 40 kbbl/d que se pondrá en marcha en mayo de 2026.

Phoenix lleva invertidos más de 750 MMUSD en Vaca Muerta en sus activos no convencionales. Mata Mora Norte, su yacimiento insignia, proyecta un plateau de 40.000 bbl/d y con Confluencia Norte y Sur, las áreas recientemente puestas en producción en Río Negro a través del primer proyecto exploratorio de Vaca Muerta en la provincia, la compañía proyecta 70.000 bbl/d, con un inventario de 500 pozos por desarrollar.

Por su parte, Capex explora el potencial del bloque Cinco Saltos Norte. El acuerdo, ratificado con el Gobierno de Río Negro, habilita formalmente a la empresa a iniciar la etapa exploratoria por un período de tres años.

El compromiso de inversión asciende a 6,85 millones de dólares, a ejecutarse en los dos primeros años. Como parte de las obligaciones iniciales, Capex ya presentó la póliza de caución y abonó el 5% del total comprometido como aporte para obras de infraestructura en la provincia.

El cronograma de trabajo prevé, para el tercer cuatrimestre de 2025, el reprocesamiento sísmico 3D sobre 267,2 km², mejorando la calidad interpretativa del subsuelo gracias a nuevas tecnologías. En 2026 está prevista la perforación de un pozo exploratorio de 2.700 metros de profundidad, con una rama horizontal de 1.500 metros.

TotalEnergies invertirá U$S 530 millones con la prórroga de la concesión en la CMA1

El Gobierno de Tierra del Fuego y el consorcio conformado por TotalEnergies, Harbour Energy y Pan American Energy (PAE) lograron acuerdo crucial para la prórroga de las concesiones hidrocarburíferas en la Cuenca Austral Marina 1.

Este convenio, motivado por la necesidad de revitalizar yacimientos maduros y asegurar futuros ingresos fiscales, extiende la operación de los bloques Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares, Kaus y Vega Pléyade hasta 2041, y el bloque Argo hasta 2045.

Los contratos originales de estos yacimientos expiraban entre 2031 y 2035. La prórroga busca incentivar mayores inversiones mediante la aplicación de nuevas tecnologías y métodos de recuperación secundaria y asistida, además de sostener programas de exploración y desarrollo sostenible.

Detalles Económicos

El acuerdo, firmado el 13 de junio y ratificado por el decreto 1671/25, establece una serie de compensaciones y compromisos financieros por parte del consorcio. Se incluye un bono de prórroga de 5.183.815 de dólares y un bono de compensación de 35.000.000 de dólares por la suspensión temporal del yacimiento Vega Pléyade. Adicionalmente, las empresas se comprometen a realizar inversiones y trabajos por 530.000.000 de dólares.

En materia de Responsabilidad Social Empresaria, aportarán 4.500.000 de dólares para proyectos de educación, salud y seguridad, y cubrirán el servicio de internet satelital para 150 escuelas durante 24 meses. Se prevé que, si la Legislatura provincial valida el acuerdo, 18.000.000 de dólares (equivalentes a 22 mil millones de pesos) ingresen a las arcas provinciales antes de fin de mes.

TotalEnergies es la principal productora de gas del país.

Incremento de Regalías

Una de las condiciones destacadas del acuerdo es el incremento del 3% en las regalías sobre la producción de los lotes involucrados. De esta manera, Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares y Kaus pasarán a pagar el 18% a partir del 1 de octubre de 2040, mientras que Argo lo hará desde el 1 de julio de 2044. Vega Pléyade, por su parte, pagará el 15% a partir de octubre de 2024.

El acuerdo también contempla la posibilidad de que los concesionarios celebren acuerdos para la venta de gas natural en firme, hasta el 10% de la producción del área, bajo condiciones de mercado, si la provincia de Tierra del Fuego o la empresa Terra Ignis Energía SA requieren dicho suministro.

Asimismo, se incluye una cláusula de estabilidad fiscal que compromete a la provincia de Tierra del Fuego a no gravar a los concesionarios con nuevos impuestos ni aumentar los existentes, salvo excepciones como tasas retributivas.

El plan de TotalEnergies, Harbour Energy y PAE

En el marco del artículo 6 del acuerdo de prórroga, el consorcio se comprometió a realizar erogaciones significativas hasta 2041, totalizando 530.000.000 de dólares. De este monto, 72.000.000 de dólares corresponden a inversiones directas y el resto a costos operativos. Estas inversiones están destinadas a optimizar la producción de hidrocarburos tanto en campos maduros como en nuevos desarrollos.

Además, buscan mantener y mejorar la integridad de las instalaciones en términos de seguridad y producción, así como garantizar el cuidado del medio ambiente, racionalizar el uso del agua y optimizar la sostenibilidad de las operaciones. Este compromiso subraya la visión a largo plazo del consorcio para el desarrollo eficiente y responsable de los recursos hidrocarburíferos en la región.

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.

Un nuevo pozo en la D-129 replicará el “modelo Vaca Muerta”

La exploración de la formación D-129 sigue su curso. El proyecto liderado por Pan American Energy (PAE), que busca confirmar el potencial de desarrollo no convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge y examinará replicar el modelo Vaca Muerta.

Tras la finalización del primer pozo exploratorio, que arrojó resultados positivos con producción de gas y petróleo, se inicia ahora una etapa clave con la perforación de un segundo pozo, considerado “el más importante” en la región. Así lo confirmó Jorge Ávila, secretario general del Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, quien aseguró que el futuro de la cuenca podría depender de esta nueva etapa.

Un modelo similar a Vaca Muerta

El dirigente gremial explicó que aunque el hallazgo no tiene la magnitud de un yacimiento como Vaca Muerta, sí abre la puerta a un modelo de producción similar: “Si hay buenos resultados, no será como Vaca Muerta, pero sí del tipo modelo Vaca Muerta. Es un horizonte enorme para nosotros”.

Uno de los mayores desafíos es la complejidad geológica de la D-129. Según el dirigente, se trabaja en nuevas técnicas de fractura y punzado que permitan atravesar la arcilla y capas de arena que hasta ahora habían sido impenetrables. “Quizás ahí podamos tener el bingo que estamos esperando”, consideró.

Una apuesta estratégica y urgente

El titular de petroleros convencionales dejó en claro que esta apuesta no es opcional sino necesaria. “No tenemos muchas alternativas. Hoy es buscar eso o resignarse a una caída”, dijo Ávila, en referencia a la falta de nuevos desarrollos frente al avance de la producción en Vaca Muerta. La situación laboral en la cuenca también es motivo de preocupación por los recientes despidos y la migración de empresas hacia Neuquén.

A pesar de ello, Ávila remarcó que la decisión de PAE de continuar apostando por Chubut es significativa: “Que Marcos Bulgheroni (CEO de PAE) apueste a Chubut, con todos los beneficios que tiene en Vaca Muerta, muestra que esto puede ser positivo para la cuenca”.

El cuello de botella

Uno de los problemas centrales es la falta de equipamiento. “Hoy en Comodoro Rivadavia no hay un perforador que pueda hacer esos pozos”, advirtió Ávila. El pozo en cuestión tendrá una longitud de entre 6.500 y 7.000 metros, lo que obliga a importar maquinaria desde otras regiones o países. La solución, por ahora, es comenzar con lo disponible, mientras se gestiona la llegada de un equipo adecuado.

Según el sindicalista, los resultados de esta nueva perforación podrían determinar el rumbo económico y laboral de toda la provincia: “Si encontramos algo importante, estamos hablando de otra cosa. Puede ser el eje principal de una cuenca que nace en Río Chico y muere en la costa. Para nosotros, tiene un gran significado”.

La formación D-129 ya produce gas y algo de petróleo, pero las expectativas están puestas en comprobar si el potencial no convencional puede sostenerse a largo plazo. Si la respuesta es positiva, Chubut podría tener una nueva oportunidad de revitalizar su industria energética.

Cerro Dragón será no convencional: PAE invertirá USD 250 millones en shale gas

Pan American Energy (PAE) informó a la provincia de Chubut que comprobó la existencia de shale gas en Cerro Dragón, el mítico bloque de la Cuenca Golfo San Jorge. En base al resultado de los estudios geológicos obtenidos, el Ejecutivo autorizó la solicitud de la operadora para la reconversión del área de Cerro Dragón en una concesión de explotación no convencional de hidrocarburos.

La solicitud de PAE para la reconversión del área se fundamenta en un compromiso de inversión cercano a los 250 millones de dólares para ejecutar un plan piloto en el Golfo San Jorge. La nueva producción de shale Gas resultante permitirá trazar un nuevo horizonte de inversiones en la provincia.

Chubut da un paso clave hacia el futuro de la producción hidrocarburífera. A partir de estudios geológicos, una inversión inicial de más de 30 millones de dólares y una inversión proyectada total cercana a los 250 millones de dólares para PAE confirmó la presencia de shale gas en Cerro Dragón, perforando el primer pozo horizontal multifracturado de la cuenca.

Hoy, este hito marca el inicio de una nueva agenda productiva. Se reconvierte Cerro Dragón en una concesión no convencional, con un horizonte de 35 años más viguesa adicionales, abriendo nuevas oportunidades para contrarrestar el declino natural de las áreas maduras.

El impacto de Cerro Dragón

Un ambicioso plan piloto de cinco pozos, con más de 3.500 metros de profundidad, da inicio a una nueva etapa en la cuenca del Golfo San Jorge. La inversión proyectada dinamizará la actividad, multiplicará los ingresos provinciales y permitirá una mayor producción con tecnologías de última generación. A través de becas, programas para pymes, formación profesional y empleo local, la inversión se transforma en desarrollo concreto para la provincia y abre camino a nuevas oportunidades.

“Para nosotros, Cerro Dragón es más que un yacimiento, es el lugar donde comenzó todo. Es nuestra casa”, afirmó Marcos Bulgheroni, CEO de PAE, durante el anuncio oficial. La decisión marca un giro clave en la estrategia de la empresa, que busca revitalizar un activo maduro mediante tecnología de última generación aplicada al desarrollo no convencional.

El proyecto comenzó con una revisión exhaustiva de datos sísmicos y pozos existentes, liderada por geólogos e ingenieros de PAE. El objetivo era evaluar con precisión las características del subsuelo de la formación D-129, una capa de shale con potencial para producción no convencional.

Tras confirmar la viabilidad del recurso, PAE perforó un pozo horizontal de 1.500 metros y ejecutó 25 etapas de fractura hidráulica para estimular la producción. “Queríamos entender las propiedades geofísicas, la presión y el contenido orgánico del shale. Hoy podemos decir que logramos muchos de esos objetivos”, explicó Bulgheroni.

Una inversión estratégica

El plan contempla la perforación de cuatro pozos adicionales dentro de un piloto que busca evaluar la productividad a escala. Si los resultados son positivos, Cerro Dragón podría convertirse en un nuevo polo de desarrollo no convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge, tradicionalmente asociada a la producción convencional.

“Vamos a tener que aprender a fracturar mejor, a encontrar ‘el agujero al mate’, como decimos nosotros, pero lo vamos a hacer”, aseguró el CEO, destacando la experiencia acumulada por la compañía en otras regiones productivas.
Apoyo institucional y compromiso con Chubut

Bulgheroni agradeció especialmente al Gobierno de Chubut por el trabajo conjunto que permitió avanzar en esta etapa inicial. “Han hecho un trabajo fantástico. Le vamos a dar nueva vida a un yacimiento que ya tiene 70 años. Vamos a seguir invirtiendo acá porque es donde crecimos”, afirmó.

Con esta reconversión, PAE busca consolidar su liderazgo energético en la Argentina, combinando historia, innovación y compromiso territorial en un proyecto que podría marcar un antes y un después en la provincia.

PAE y un anuncio que marcará un “antes y un después” en Chubut

El lunes en Trelew se realizará un anuncio que renovará las expectativas en la Cuenca del Golfo San Jorge. Así lo aseguró el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, sobre el proyecto estratégico de Pan American Energy (PAE), destinado a reactivar la actividad petrolera y redefinir el futuro energético de la provincia.

En diálogo con la prensa, Torres evitó dar detalles concretos, aunque aseguró que se trata de una iniciativa trascendental: “Va a ser uno de los proyectos más importantes de mi gestión”, afirmó. La presentación incluirá medidas de alivio fiscal, seguridad jurídica y un fuerte respaldo de los gremios del sector.

PAE y la posibilidad de reactivar la cuenca

El mandatario provincial explicó que el anuncio marcará “un antes y un después” para la matriz productiva de la región. Según detalló, el objetivo es demostrar que aún en escenarios adversos —producto de decisiones desacertadas, crisis internacionales y la caída de los precios del crudo— es posible generar un cambio real.

“Vamos a mostrar que, con reglas claras y un sistema impositivo más ordenado, se puede atraer inversión. En un momento donde reina la incertidumbre, esta iniciativa tiene un valor estratégico para toda la provincia”, subrayó Torres.

Además, destacó el rol central de PAE y de los sindicatos, quienes acompañan el proceso no solo garantizando la paz social, sino también comprometiéndose con una transformación productiva basada en la competitividad.

Un Estado presente

“Tenemos que competir adentro y hacia afuera”, señaló el gobernador. En ese sentido, destacó la articulación entre el Estado, el empresariado y los trabajadores como una de las claves del nuevo modelo productivo. “El lunes vamos a demostrar que no solo es posible, sino que se puede hacer de forma conjunta”, remarcó.

Al ser consultado sobre los pormenores del plan, Torres insistió en mantener la expectativa hasta el lunes: “Tenemos los datos concretos y son buenas noticias. Vamos a explicar cómo revertir la caída en la producción y cómo recuperar el empleo vinculado al sector petrolero”.

El evento central será al mediodía en Trelew. Posteriormente, se realizarán dos reuniones más: una con los gremios y otra con las operadoras. La idea es construir consensos duraderos y evitar errores del pasado.

Complementariedad con Vaca Muerta

Torres también aclaró que el enfoque no busca competir con otras regiones petroleras como Neuquén, sino complementarse: “Esto no es una pelea con Vaca Muerta. Somos provincias hermanas que deben potenciarse mutuamente”.

Finalmente, resaltó que el nuevo esquema fiscal, junto al compromiso multisectorial, permitirá reposicionar a Chubut como un actor clave dentro del mapa energético nacional. “El Estado tiene que ser un facilitador, marcar el rumbo y dejar en claro que acá hay futuro”, afirmó.

Reunión clave para que seguir fortaleciendo la actividad de la Cuenca del Golfo San Jorge

El intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharasvilli, recibió este miércoles en su despacho a Marcos Bulgheroni, Group CEO de Pan American Energy; y de Daniel Felici, vicepresidente Corporativo de Relaciones Institucionales de la compañía. Durante el encuentro se reafirmó el compromiso de seguir fortaleciendo el desarrollo productivo de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Tras la reunión, el jefe comunal puso en valor la importancia de Pan American Energy como aliado estratégico de la región, y reconoció a Bulgheroni por seguir apostando a Comodoro Rivadavia.

“Agradezco profundamente la visita de Marcos y su interés por nuestra ciudad. Desde el Municipio seguimos trabajando junto al sector privado y los sindicatos para garantizar inversiones que generen empleo, impulsen el crecimiento económico y consoliden a Comodoro como el corazón productivo de Chubut. Nuestro objetivo es claro: que cada paso en el desarrollo energético de la Cuenca también se traduzca en más oportunidades y progreso para nuestra gente”, destacó el intendente.

 

 

El rol de PAE en la Cuenca del Golfo San Jorge

La compañía posee uno de los bloques petroleros de todo el país: Cerro Dragón. La nave insignia del convencional solo es superado por Loma Campana, el tanque del shale oil y quien marcó el inicio de Vaca Muerta.

Además de ser sinónimo de productividad, Cerro Dragón es un faro de sustentabilidad. Para tomar referencia del desafío que implica operar Cerro Dragón, el bloque abarca aproximadamente 3.500 kilómetros cuadrados y cuenta con más de 4.200 pozos productores activos.

La productividad por pozo es baja, lo que hace imprescindible contar con más de 1.100 pozos inyectando 24 horas al día y desarrollar proyectos de recuperación secundaria y terciaria.

La magnitud de la operación incluye más de 100 instalaciones, 30 plantas de inyección, 2 plantas de tratamiento, 3 parques de tratamiento de gas y una capacidad de generación eléctrica autosuficiente, sin necesidad de conectarse a la red nacional.

Tal como viene informando eolomedia, PAE viene desarrollando tareas de exploración no convencional en la Cuenca del Golfo San Jorge. Rio Chico es el bloque elegido para llevar a cabo los trabajos que generan mucha expectativa para la región.

Bulgheroni visitó el pozo de shale en Chubut

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

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

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

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

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

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

Un marco normativo shale

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

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

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

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

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

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

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

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

LA renovada apuesta de PAE en Chubut

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

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

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