DLS Archer sumó dos nuevos perforadores para YPF en Vaca Muerta

YPF incorporó dos nuevos equipos de perforación de DLS Archer a sus operaciones en Vaca Muerta. Los rigs DLS-175 y DLS-176 ya están activos en la cuenca neuquina.

Las unidades llegaron desde Houston y pertenecen a la categoría Súper High Spec. Se trata de equipos diseñados para operaciones de alta exigencia y pozos horizontales de gran extensión.

La incorporación forma parte de un contrato de cinco años entre YPF y DLS Archer. El acuerdo contempla tres equipos de perforación y servicios de MPD, una tecnología para controlar la presión durante el avance del pozo.

Para YPF, sumar capacidad de perforación resulta clave ante el crecimiento de la actividad en Vaca Muerta. La expansión del parque de rigs permite sostener una mayor cantidad de equipos activos en forma simultánea.

Equipos preparados para pozos largos

Los DLS-175 y DLS-176 incorporan sistemas de automatización y alta potencia. Estas características apuntan a mejorar los tiempos de perforación y el desempeño operativo en pozos horizontales. La categoría Súper High Spec reúne equipos terrestres preparados para operaciones complejas. Su configuración permite trabajar con mayores exigencias de potencia, automatización y seguridad.

DLS Archer concretó la incorporación de los dos equipos mediante la alianza estratégica que mantiene con la estadounidense Patterson-UTI desde comienzos de 2026.

El contrato también incorpora servicios de perforación con presión controlada, conocidos como MPD. La tecnología permite gestionar la presión del pozo mientras avanza la perforación. El control en tiempo real resulta especialmente relevante en formaciones donde pueden aparecer variaciones de presión. La herramienta apunta a reducir riesgos operativos y tiempos no productivos.

Un tercer equipo llegará en 2027

El acuerdo con YPF todavía tendrá una nueva incorporación. DLS Archer prevé poner en operación el DLS-177 durante el primer trimestre de 2027. Con ese equipo, la compañía completará las tres unidades previstas en el contrato. El esquema permitirá ampliar la capacidad de perforación disponible para YPF en la formación.

Gerardo Molinaro, vicepresidente de Land Drilling de DLS Archer, destacó la puesta en marcha de los dos primeros equipos. “Ver a los equipos 175 y 176 perforando en Vaca Muerta nos llena de orgullo y es la demostración concreta de nuestra capacidad de ejecución”, señaló.

La incorporación de los rigs también genera demanda para servicios asociados a la actividad. Transporte, logística, mantenimiento y personal especializado acompañan el despliegue de cada unidad.

El foco ahora estará puesto en la operación de los DLS-175 y DLS-176. La llegada del DLS-177 ampliará nuevamente la capacidad contratada por YPF en Vaca Muerta.

YPF perforó 4.770 metros de rama lateral en una sola carrera con pozos slim

YPF perforó 4.770 metros de rama lateral en una sola carrera con un pozo slim en Vaca Muerta. La compañía alcanzó así la mayor longitud registrada para este tipo de diseño.

El resultado no quedó en un único pozo. YPF repitió la marca en tres pozos adicionales durante diez días, con distintos equipos de perforación y empresas de servicios.

Los pozos slim utilizan cañerías de menor diámetro que los diseños convencionales. Esa característica permite reducir el uso de acero y cemento, además de las horas de equipo necesarias para construir cada pozo.

La principal dificultad está en sostener la precisión durante toda la operación. Los menores diámetros reducen el margen disponible ante desvíos o problemas de estabilidad.

Una carrera de 4.770 metros

En perforación, una carrera corresponde al tramo que el equipo completa sin retirar la herramienta del pozo. Alcanzar 4.770 metros en una sola carrera evita maniobras adicionales.

Cada extracción y descenso de la sarta implica tiempo de equipo y costos operativos. Por eso, extender la longitud perforada sin interrumpir la operación puede impactar sobre los tiempos de construcción.

Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, comunicó el resultado en su cuenta de LinkedIn. “Alcanzamos 4.770 metros de rama lateral en una sola carrera, la mayor longitud registrada en este tipo de pozos”, señaló. El ejecutivo también planteó el objetivo de la compañía: “en YPF el desafío es convertir los récords en estándar”.

La repetición del desempeño aporta otro dato relevante. YPF consiguió resultados similares con distintos equipos de perforación y proveedores de servicios. Ese comportamiento permite evaluar el procedimiento más allá de un resultado puntual. La compañía busca incorporar el diseño slim a su operación habitual en Vaca Muerta.

Las operaciones se monitorean desde el RTIC (Real Time Intelligence Center) de YPF. El centro permite seguir los parámetros de perforación y ajustar la operación durante cada etapa.

El nuevo récord se suma a otras marcas de la compañía en ramas laterales extensas. YPF había alcanzado 5.700 metros junto a Baker Hughes en pozos de diámetro convencional.

Ambos registros responden a objetivos diferentes. El anterior marcó una longitud destacada en un diseño convencional. El nuevo combina extensión lateral con un diámetro menor.

La compañía todavía no difundió cifras específicas sobre el ahorro generado por los pozos slim. El objetivo operativo apunta a reducir tiempos y costos de construcción.

El desafío planteado por Marín consiste ahora en repetir el desempeño de manera sostenida. El foco estará en transformar este resultado técnico en una práctica habitual de perforación.

“Se acabaron los tres años de silencio”: así Crown Point volvió perforar en Puesto Quiroga

El gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó la reactivación de la industria hidrocarburífera provincial durante una recorrida por el área Puesto Quiroga, donde la empresa Crown Point Energía retomó las tareas de perforación tras más de tres años.

Acompañaron al mandatario el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; los secretarios generales del Sindicato del Petróleo y Gas Privado del Chubut, Jorge Ávila, y del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar; el vicepresidente de Crown Point, Eduardo Oliver, y el gerente general de la empresa, Mauricio Orue.

Tal como adelantó eolomedia, el equipo de perforación, activo desde el miércoles pasado, ya superó los 1.500 metros de profundidad y avanza hacia un objetivo final de 3.600 metros en su primer pozo. El programa contempla la perforación de ocho pozos anuales, con una inversión promedio de 4.8 millones de dólares por cada uno.

Las áreas, anteriormente operadas por Tecpetrol, fueron cedidas a Crown Point Energía mediante la autorización otorgada por el Decreto Provincial N.º 1419/2025.

Chubut, motor energético del país

Torres señaló que “tiempo atrás, todas las partes decidimos juntarnos y pensar de qué manera, inteligentemente, podíamos hacer que esta área esté en manos de quien quisiera invertir”, y remarcó que “se hicieron muchas gestiones importantes, teniendo en cuenta que se trata de una cuenca madura que naturalmente tiende al declive, lo cual nos obliga a ser creativos”.

“Esto también implica hacer lo que hicieron dos grandes dirigentes petroleros como los presentes en este momento, que miraron a la cara a los trabajadores del sector y les dijeron la verdad, comprometiéndose a ponerle el pecho a situaciones difíciles. Porque cuando el barril estaba a 120 dólares y esta era una cuenca incipiente, eran todas buenas noticias”, expresó.

El gobernador destacó además la conformación de una Mesa de Competitividad, la eliminación de aranceles a los polímeros y de retenciones, y el compromiso asumido por las empresas de reinvertir ese alivio fiscal en la Cuenca del Golfo San Jorge.

“Lo más importante es que muchos de los agoreros de la desgracia que hoy se quejan por YPF, estuvieron aplaudiendo en Comodoro Rivadavia cuando salió el precio sostén del barril. Aplaudían la estafa más grande en la historia de nuestra Nación al trabajo chubutense, porque al petróleo nunca más se lo pagó lo que valía”, sostuvo.

En ese sentido, Torres señaló que “la gestión más importante que se hizo fue el capítulo de Hidrocarburos de la Ley de Bases, en el cual, junto a Jorge ‘Loma’ Ávila como diputado nacional, logramos eliminar el precio sostén, y hoy nuestro petróleo se paga lo que vale”.

“Hoy tenemos el 90% de los perforadores convencionales de toda la Argentina, gracias a que el petróleo chubutense se paga lo que vale: más de 100 dólares. Y esas son las gestiones que hay que reivindicar; no son discusiones aburridas, sino importantes, que tenemos que dar entre los gremios y quienes gobernamos la provincia”, puntualizó.

Asimismo, afirmó que “es muy fácil zapatear y trabar todo, pero esta provincia y este país van a salir adelante trabajando, siendo más competitivos para que vengan más inversiones”. Y concluyó: “Hacer política es generar los consensos necesarios para que la provincia salga adelante, podamos generar más trabajo y defender, en todo momento, el trabajo chubutense”.

Defensa del empleo

Por su parte, Ávila agradeció las gestiones realizadas por el gobernador y sostuvo que “se tomaron decisiones con la gente a la cabeza para defender los puestos de trabajo y generar oportunidades”.

“La empresa cumplió con los compromisos que tenía, volvimos a activar la producción y todo el personal está presente, con mucho esfuerzo”, destacó el dirigente, quien agregó que “hubo grandes sacrificios por parte de nuestro sindicato, pero también corazón, coraje y valentía para defender cada puesto laboral”.

Asimismo, el titular del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar, indicó que “no es casualidad la presencia del gobernador en este momento, porque la semana pasada, después de tres años de hacerlo en otra provincia, la empresa volvió a perforar en Chubut“.

“Esto no ocurre por arte de magia, sino a raíz del trabajo y el compromiso de todas las partes”, agregó.

Inversiones para fortalecer la actividad

Con la reactivación de la perforación por parte de Crown Point y los compromisos de inversión formalizados por las operadoras, Chubut busca consolidar la estabilidad del empleo petrolero, ralentizar el declino natural de una cuenca madura y fortalecer su rol como polo energético nacional.

En ese marco, la Provincia acordó con Crown Point una inversión de 45 millones de dólares para el primer año de actividad. El programa incluye ocho nuevos pozos, 24 intervenciones de reacondicionamiento —workover— y otras acciones orientadas a recuperar la producción de las áreas, luego de una década de desinversión y caída productiva.

A este esquema se suma el plan de inversiones de PECOM en las áreas El Trébol, Escalante y Cañadón Perdido, anteriormente operadas por YPF. La compañía prevé desembolsar 190 millones de dólares durante los primeros 18 meses: 60 millones de dólares este año y el resto en 2027.

El programa contempla 28 pozos (19 productores y 9 inyectores), intervenciones con equipos de workover y pulling, y la expansión de proyectos de recuperación terciaria mediante plantas de polímeros.

La articulación entre la Provincia, los sindicatos y las empresas del sector apunta a garantizar inversiones, sostener las fuentes de trabajo y recuperar la producción de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Crown Point comenzó a perforar en Chubut y se prepara un acto de relanzamiento de El Tordillo

Después de casi tres años de inactividad, el miércoles pasado se reactivó la perforación en El Tordillo y Puesto Quiroga-La Trapera, los bloques que Crown Point adquirió en Chubut tras la salida de Tecpetrol de la Cuenca del Golfo San Jorge. El equipo 307 de San Antonio Internacional (SAI) volvió a mover torre en el yacimiento.

Con el equipo ya perforando, la operadora empezó a cumplir el decreto provincial 1004/25, que la obliga a perforar 5 pozos, con igual actividad prevista para 2027 y 2028 en ambos bloques.

La vuelta del histórico equipo de SAI marca un nuevo capítulo para los activos de la compañía en la región por lo que, según anunció el Sindicato de Petroleros Privados de Chubut, este martes se realizará un acto en El Tordillo, con la presencia del gobernador de Chubut, Ignacio Torres, y del secretario general del gremio, Jorge Ávila, además de representantes de Crown Point y delegados de los trabajadores de San Antonio.

El plan para el sur de Chubut

Tal como viene informando eolomedia, la estrategia de Crown Point pasa por dos provincias: Chubut y Santa Cruz. Ahí están hoy sus activos más rentables, sobre todo tras la compra de las concesiones de El Tordillo y La Tapera-Puesto Quiroga, que la compañía opera desde diciembre de 2025.

Los datos de la presentación de resultados del segundo trimestre analizados por este medio muestran que el plan de la compañía para este semestre es una campaña de perforación de cinco pozos en El Tordillo, con una inversión estimada de 21,6 millones de dólares solo para esa tarea. A eso se suman otros 8,9 millones de dólares para reparaciones, mejoras de instalaciones y abandono de pozos en la misma zona.

En total, la compañía prevé desembolsar 30,5 millones de dólares en las concesiones de Chubut durante el año, dentro de un presupuesto de capital global de 53,5 millones de dólares para todas sus operaciones en el país.

La apuesta de Crown Point

La decisión de volcarse a Chubut tiene respaldo en los resultados del segundo trimestre. La producción llegó a 776.308 BOEs, un 95% más que un año atrás, impulsada casi por completo por los nuevos campos chubutenses.

El resultado neto también dio vuelta la página: la empresa pasó de una pérdida de $6.320 millones en el segundo trimestre de 2025 a una ganancia de $13.112,7 millones en el mismo período de este año, con el petróleo recibido a 90,24 dólares el barril.

Los ingresos del trimestre treparon a $32.484,9 millones, contra un resultado negativo de $2.955,7 millones un año antes. El salto se explica, otra vez, por los volúmenes que aportan las concesiones adquiridas en Chubut a fines de 2025.

Santa Cruz no queda afuera del plan

El otro foco de inversión es Santa Cruz, donde Crown Point opera al 100% las concesiones de Piedra Clavada y Koluel Kaike. Ahí la empresa proyecta una campaña de tres pozos, con un presupuesto de 7,8 millones de dólares, más 3,8 millones de dólares en reparaciones y mejoras.

En conjunto, Chubut y Santa Cruz absorben más del 95% del capex previsto para 2026. Las concesiones de Mendoza y la extensión de los contratos en Tierra del Fuego que aún quedan vigentes reciben una porción marginal del presupuesto anual.

Durante el primer semestre, la compañía ya había ejecutado 7,3 millones de dólares en Chubut y 2,1 millones de dólares en Santa Cruz, según el propio reporte financiero presentado ante la Comisión Nacional de Valores.

YPFB busca subir 10% su producción de gas con el pozo Junín-9D

El presidente de Bolivia, Rodrigo Paz, llegó hasta el complejo Santa Rosa, en la provincia Sara de Santa Cruz, para dar el banderazo de la perforación del pozo Junín-9D. El proyecto está a cargo de YPFB Chaco S.A., subsidiaria de YPFB Corporación, y demanda una inversión cercana a los 6,4 millones de dólares.

“El secreto del gas y de todo este tipo de industria es siempre seguir invirtiendo; es como en el campo, si dejás de sembrar no vas a cosechar nada”, dijo Paz frente a trabajadores y autoridades.

Según los datos de la petrolera, el pozo prevé una producción inicial de 8 millones de pies cúbicos diarios, con picos de hasta 10 millones. Para YPFB Chaco eso significa un salto del 10% en su producción propia, aunque sobre el total del gas boliviano el aporte apenas roza el 1%.

Un pozo direccional, no un descubrimiento

La perforación se hace en forma direccional, desde la planchada ya existente del pozo JNN-X2, algo que la empresa destaca porque reduce el impacto ambiental y evita abrir un nuevo frente en el terreno. La terminación está prevista para octubre.

El objetivo real del proyecto es recuperar reservas remanentes de los reservorios Sara, de la formación El Carmen, y Piraí, de la formación Roboré. De paso, se reunirá información técnica sobre el potencial de las formaciones Tariquía, Yecua e Ichoa, que hasta ahora no se explotan en esa zona.

YPFB Chaco ya cuenta con la Licencia Ambiental y con la licencia para actividades con sustancias peligrosas. Antes de mover los equipos pesados, la empresa hizo un taller técnico DWOP con las contratistas para revisar la ingeniería del pozo y ordenar los riesgos de la operación.

La historia detrás del campo Junín

Paz recordó que el campo Junín arrancó su producción en 1991, durante el gobierno de su padre, Jaime Paz Zamora, a quien atribuyó una política de perforar pozos en cada departamento del país. De esa etapa, dijo, salió el hallazgo del megacampo Huamampampa.

“No fueron los 20 años de gobiernos pasados los que descubrieron los grandes pozos hidrocarburíferos, sino que ya se habían descubierto antes”, marcó el mandatario, en una crítica directa a las administraciones del MAS y a su manejo de la política de exploración gasífera.

Cerró con una frase que buscó instalar como titular: “Bolivia vuelve a pararse para reactivar su corazón energético. Nos prometieron soberanía energética y nos abandonaron, nos dejaron sin nada, y ahora estamos empezando con los recursos que tenemos”.

Lo que viene después de Junín-9D

El gerente de YPFB Chaco, Abel Villegas, contó que el proyecto atravesó un proceso largo hasta conseguir su aprobación interna. Según explicó, si el pozo confirma las proyecciones técnicas, la empresa evaluará abrir nuevos proyectos de perforación en la misma región de Santa Rosa.

“Va a abrir un horizonte para la empresa en caso de ser positivo, de nuevos proyectos”, resumió Villegas ante los periodistas que cubrieron el acto en el yacimiento. Con esa expectativa quedó cerrada la jornada en el complejo Santa Rosa.

YPF apunta a operaciones autónomas en la perforación de pozos en Vaca Muerta

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín se reunió con Dharmesh Mehta, Executive Chairman de Corva, para renovar el acuerdo que la petrolera mantiene con la compañía tecnológica. El objetivo sigue siendo el mismo desde el inicio: seguir empujando la transformación digital de la construcción de pozos.

Entre YPF y Corva construyeron algo que va más allá de un software de monitoreo. Es un modelo de operación en tiempo real, apoyado en datos, analítica avanzada e inteligencia artificial, que cambió la forma en que se planifican y ejecutan los pozos en Vaca Muerta.

Desde que se creó el RTIC de Perforación y Workover, Corva pasó a ser una de las plataformas centrales para integrar perforación, fractura e intervenciones en un mismo entorno digital. Todo lo que antes estaba disperso ahora se lee desde un solo lugar.

 

De monitorear a decidir en tiempo real

Ese cambio no fue menor. Se pasó de un esquema tradicional, donde solo se observaban los datos, a una gestión activa de las operaciones. Hoy los especialistas y los equipos de campo ven el desempeño en tiempo real y actúan sobre eso.

La ventaja se nota en el día a día: se anticipan eventos de riesgo, bajan los tiempos improductivos y las decisiones se toman más rápido y con mayor precisión. Es la diferencia entre reaccionar ante un problema y adelantarse a que ocurra.

Ahora el acuerdo entra en una etapa distinta, pensada para avanzar hacia operaciones progresivamente autónomas. Entran en juego advisors, analítica predictiva, alertas inteligentes, automatización y copilotos digitales capaces de asistir procesos cada vez más complejos.

La meta compartida entre ambas compañías es consolidar al RTIC como el sistema operativo digital de la construcción de pozos, integrando personas, procesos, datos e inteligencia artificial para acompañar el crecimiento de YPF en Vaca Muerta.

El 64% de las inversiones de GeoPark están destinadas a Vaca Muerta

La estrategia de GeoPark en Vaca Muerta entró en una nueva etapa durante el segundo trimestre de 2026. La compañía concentró la mayor parte de sus inversiones en Argentina para acelerar perforaciones, completaciones e infraestructura de evacuación, en un movimiento que busca transformar al shale neuquino en el principal motor de expansión de su negocio.

Los resultados financieros difundidos este martes muestran que el 64% de las inversiones realizadas entre abril y junio se destinaron a Vaca Muerta, mientras que el resto quedó concentrado en Colombia. La decisión refleja un cambio de escala dentro del portafolio de GeoPark, que definió al desarrollo argentino como su programa de crecimiento orgánico más importante.

“Nuestros resultados del segundo trimestre demuestran la consistencia de nuestra ejecución y la fortaleza de nuestro portafolio. Mientras mantuvimos una producción estable y una sólida generación de caja, seguimos avanzando en el mayor programa de inversiones de nuestra historia”, afirmó el CEO Felipe Bayón.

Felipe Bayón es el nuevo CEO de GeoPark.

Vaca Muerta concentra las mayores inversiones de GeoPark

Durante el trimestre, GeoPark destinó 76,4 millones de dólares en inversiones de capital. En Argentina, los recursos estuvieron dirigidos a actividades de perforación, terminación de pozos y ampliación de la infraestructura necesaria para evacuar la producción desde Vaca Muerta, una condición clave para sostener el crecimiento futuro.

Ese nivel de actividad coincidió con un escenario internacional favorable para la industria. El precio promedio del Brent alcanzó los U$S 96,9 por barril, impulsado por tensiones geopolíticas, lo que permitió mejorar el precio realizado por la empresa y fortalecer los ingresos del trimestre.

“Alcanzamos hitos importantes en Argentina antes de lo previsto, manteniendo al mismo tiempo la disciplina financiera y un balance sólido. Ese equilibrio entre crecimiento e inversión seguirá guiando nuestras decisiones”, sostuvo Bayón.

La producción conjunta de Argentina y Colombia promedió 27.271 barriles equivalentes de petróleo por día, prácticamente sin cambios respecto del trimestre anterior. Sin embargo, el mayor precio del crudo permitió que los ingresos crecieran un 12%, hasta alcanzar U$S 143,3 millones, aun con volúmenes de venta estables.

Más actividad sin resignar la fortaleza financiera

El aumento de la actividad también tuvo impacto sobre los costos operativos. El costo por barril producido pasó de U$S 14,7 a U$S 17,9, explicado principalmente por mayores gastos energéticos, una intensidad operativa superior y la apreciación de las monedas de Argentina y Colombia frente al dólar.

Aun con ese escenario, la compañía registró un EBITDA ajustado de U$S 73,1 millones, equivalente a un margen del 51%, mientras que el flujo de caja operativo alcanzó U$S 108,4 millones, suficiente para financiar el plan de inversiones y aumentar la liquidez disponible.

“Colombia sigue aportando una plataforma sólida de producción y generación de caja gracias a una gestión disciplinada de los yacimientos y a la excelencia operacional. Eso nos permite sostener el fuerte ritmo de inversión que estamos ejecutando”, destacó Bayón.

Al cierre de junio, GeoPark contaba con U$S 316,3 millones en efectivo y equivalentes, por encima de los U$S 274,9 millones registrados tres meses antes. La deuda neta se ubicó en U$S 317,8 millones, con un ratio de apalancamiento de 1,2 veces, un nivel que la empresa considera compatible con la etapa de expansión que atraviesa.

GeoPark avanza en Vaca Muerta.

El shale argentino gana protagonismo en la estrategia regional

El plan de crecimiento en Vaca Muerta se desarrolla mientras GeoPark mantiene protegida buena parte de su producción mediante coberturas de precio. Para 2026, la empresa aseguró alrededor de 19.000 barriles diarios con estructuras de cobertura que buscan amortiguar eventuales caídas del mercado internacional.

La compañía también renovó durante junio su línea de crédito contingente no garantizada, disponible hasta diciembre de 2028 y con vencimiento final en marzo de 2029. Según informó, esa herramienta permanece sin utilización y constituye un respaldo adicional para afrontar el ciclo inversor en marcha.

“Mientras atravesamos este período de máximas inversiones, seguimos enfocados en ejecutar cada proyecto de manera segura y eficiente, asignando el capital con disciplina y creando valor sostenible para nuestros accionistas”, aseguró Bayón.

Además de los resultados operativos, la empresa informó que su asamblea anual de accionistas aprobó todas las resoluciones propuestas con más del 99% de los votos y anunció cambios en la estructura de gobierno corporativo.

Crown Point reactivará un rig en El Tordillo tras tres años

Crown Point confirmó el esquema de inversión que desplegará en Chubut y Santa Cruz tras quedarse con los activos convencionales de la región. La cifra ronda los 200 millones de dólares y apunta a campos que llevan años en declino, con la perforación como prioridad.

Consultada por eolomedia sobre la distribución del capital, desde la compañía sostienen que el programa contempla obras en ambas provincias, priorizando las actividades con mayor impacto en producción y recuperación de reservas. La mayor parte irá a perforación, workovers e intervenciones sobre pozos.

El resto del capital se destinará a infraestructura de superficie, instalaciones de producción y mejoras operativas. La empresa remarca que existen compromisos previos con las provincias que funcionan como marco de esas inversiones, además de exploraciones que consideran clave para crecer en escala.

El no convencional queda en pausa, por ahora

Sobre si hay planes de avanzar en no convencional en Chubut, la respuesta fue cauta: el foco actual está puesto en desarrollar de manera eficiente los activos convencionales que acaban de incorporar, sin apuro por sumar un frente nuevo.

Desde la empresa remarcan que mantienen una evaluación permanente del potencial exploratorio de las cuencas donde operan y que analizan todas las oportunidades geológicas que puedan generar valor, no convencional incluido, aunque hoy no existe un programa anunciado para la provincia.

El cambio accionario de Liminar Energía, que sumó un nuevo socio, no modifica los planes para 2026, según la compañía. El ingreso del inversor fortalece la capacidad financiera y respalda la estrategia de crecimiento trazada desde la adquisición.

Liminar Energía tomó el control de más del 91% de Crown Point Energy tras ejercer una oferta de acciones

El equipo de perforación llega entre agosto y septiembre

Los compromisos asumidos siguen vigentes y el objetivo es cumplir el programa comprometido, aunque siempre sujeto a las condiciones operativas, regulatorias y de mercado habituales del sector petrolero, aclaran desde la firma.

Sobre la llegada del equipo de perforación en El Tordillo, todavía no hay fecha cerrada. Desde la compañía sostienen que están avanzando en la planificación operativa junto a los contratistas – según pudo saber este portal, San Antonio Internacional será la empresa que activará el rig– y que el arribo sería en agosto o septiembre, con el cronograma definitivo pendiente de los procesos técnicos.

El bloque volverá a registrar actividad de perforación después de tres años. La operadora se hizo cargo oficialmente de El Tordillo en diciembre del año pasado.

Según remarcan desde la compañía, la perforación es el corazón del plan de desarrollo y se ejecutará conforme al programa acordado con las autoridades provinciales. No hay, por ahora, precisión sobre la cantidad de pozos previstos para el primer año.

Pozos maduros, regalías y la sombra de Vaca Muerta

Los yacimientos que Crown Point tomó están en declino, y la expectativa de recuperación es moderada: la meta no es prometer un crecimiento extraordinario, sino maximizar el factor de recuperación y extender la vida útil de los activos.

Desde la compañía sostienen que todavía hay potencial para generar valor mediante nuevas perforaciones, reacondicionamiento de pozos y mejoras de eficiencia. En Santa Cruz, el programa contingente podría ampliarse hasta 90,8 millones de dólares si los resultados técnicos y económicos acompañan.

En este sentido, la integración de Piedra Clavada y Koluel Kaike avanza según lo previsto. En esta primera etapa el foco estuvo en asegurar la continuidad operacional y preparar los programas de inversión, con evaluaciones anuales antes que análisis de corto plazo.

Crown Point acelera en Chubut.

Un escenario de crecimiento para Crown Point

Una eventual segunda etapa después de 2027 dependerá de la evolución técnica de los proyectos, del comportamiento de los reservorios y del contexto económico. La visión de la empresa, dicen, es de largo plazo mientras las condiciones permitan generar valor.

La relación con Chubut y Santa Cruz es, según la compañía, cercana y constructiva, con el objetivo compartido de sostener el empleo y fortalecer la cadena de proveedores locales a través del crecimiento de la producción y las regalías.

Mientras varias majors abandonan el convencional para concentrarse en Vaca Muerta, Crown Point ve una oportunidad: empresas independientes pueden especializarse en activos convencionales con una gestión más enfocada. “Nuestro objetivo es demostrar que el petróleo convencional todavía tiene un rol relevante dentro de la matriz energética argentina”, sostienen desde la compañía.

Vaca Muerta suma un rig de última generación

Vaca Muerta suma más músculo para seguir creciendo. DLS Archer anunció la incorporación del equipo de perforación Súper High Spec DLS-177 a su flota en el shale neuquino. Se trata de una unidad de última generación que integra tecnología MPD – ManagedPressure Drilling.

El objetivo es responder de forma directa al incremento de la demanda de servicios de perforación de alta performance para operaciones no convencionales y amplía su capacidad de brindar soluciones integrales de mayor valor agregado.

Seguir impulsando la industria

Gerardo Molinaro, VP de Land Drilling de DLS Archer, afirmó: “YPF lidera la industria y en DLS Archer estamos para acompañar ese crecimiento. La llegada del DLS-177 refuerza nuestro compromiso con la excelencia operativa y expande nuestra presencia en el mercado no convencional de Vaca Muerta. Con esta unidad súper high spec con capacidades MPD, consolidamos una relación estratégica que transforma la industria y garantiza productividad y seguridad en cada operación”.

La puesta en marcha del perforador DLS-177 fortalecerá el contrato de largo plazo vigente con YPF y consolidará el posicionamiento de DLS Archer como socio estratégico clave para el desarrollo de la industria energética nacional. La alianza entre ambas compañías combina experiencia global y liderazgo local para elevar los estándares de eficiencia, seguridad e innovación en cada pozo.

La llegada del equipo DLS-177 está prevista para el primer trimestre de 2027.

DLS sumó dos rigs de alta generación para Vaca Muerta.

Más equipos para Vaca Muerta

Hay que recordar que, en marzo, la compañía supervisó en Houston, Estados Unidos, el acondicionamiento de dos equipos de perforación que llegarán a la Argentina en los próximos meses para operar en la Cuenca Neuquina.

La visita tuvo como objetivo seguir de cerca la actualización de los equipos, que forman parte del acuerdo multianual de arrendamiento entre las empresas.

Se trata de dos rigs eléctricos APEX 1500 de 1.500 HP, diseñados para operaciones no convencionales. Los equipos cuentan con top drive de 500 toneladas, sistema de circulación de 7.500 psi y automatización para el manejo de tuberías, características que permiten mejorar la eficiencia y la seguridad en la perforación de pozos horizontales de Vaca Muerta.

La incorporación de estos equipos forma parte del contrato por cinco años que Archer firmó con YPF, valuado en unos US$ 600 millones, para operar siete equipos de perforación con servicios integrados, entre ellos Managed Pressure Drilling (MPD). Esta tecnología permite controlar de manera dinámica la presión del pozo, reducir riesgos operativos y optimizar la perforación en formaciones de baja permeabilidad.

La inversión llega en un contexto de fuerte crecimiento del shale argentino y con una reconfiguración de la estrategia de las empresas de servicio que buscan concentrar sus operaciones en el segmento no convencional y sumarse al Instituto Vaca Muerta para fortalecer la formación técnica.

San Antonio vuelve a perforar en Santa Cruz junto a Crown Point

El regreso de San Antonio Internacional (SAI) a Santa Cruz dejó de ser una posibilidad y pasó a formar parte de la planificación operativa de Crown Point para los próximos meses. La empresa de servicios volverá a trabajar en la provincia dentro del programa de perforación previsto sobre la formación D-129, una de las apuestas que hoy concentra expectativas en la zona norte santacruceña.

La confirmación llegó luego de varias conversaciones entre la conducción del Sindicato Petrolero, Gas Privado y Energías Renovables de Santa Cruz (SIPGER) y las autoridades de la operadora. A partir de esa definición, el sindicato tomó contacto con representantes de San Antonio para empezar a ordenar cuestiones operativas, necesidades de equipos y condiciones laborales vinculadas con la puesta en marcha de las tareas.

“San Antonio conoce nuestros campos, conoce a nuestros petroleros y sabe cómo se trabaja en Santa Cruz. No llega a un territorio desconocido. Vuelve con experiencia acumulada y con una base importante para organizar bien esta etapa”, sostuvo Rafael Güenchenen, titular de SIPGER.

Un regreso con experiencia en los yacimientos

En el gremio valoran especialmente que se trate de una compañía que ya operó durante años en la provincia y que conoce tanto las características de los yacimientos como la dinámica de trabajo de los equipos locales. Esa experiencia previa aparece hoy como una ventaja para acelerar el reinicio de las operaciones.

SAI acompañará el programa de Crown Point previsto para 2026, que incluye tres nuevos pozos y desarrollos adicionales sobre la D-129. Su regreso coincide con una recuperación de la actividad de perforación en la zona norte y refuerza la capacidad de servicios necesaria para sostener ese movimiento.

“Que vuelva una empresa que se había ido y que vuelva a perforarse tiene un valor enorme. Es una señal concreta de que Santa Cruz conserva oportunidades y de que todo el esfuerzo realizado para sostener la actividad empieza a mostrar resultados”, afirmó Güenchenen.

La apuesta por la reactivación

El dirigente explicó que el sindicato viene trabajando desde hace más de un año para recuperar niveles de actividad y mejorar el rendimiento de las operaciones. Según señaló, ese proceso incluyó discusiones técnicas con las empresas y con los trabajadores para identificar qué necesitaba cada proyecto para volver a crecer.

“Hace más de un año que trabajamos para mejorar la eficiencia y la productividad de los equipos y de los pozos. Lo hacemos discutiendo con las empresas y con los trabajadores qué necesita cada operación para volver a crecer. La reactivación se construye con trabajo, acuerdos y decisiones concretas”, sostuvo el secretario general.

En esa línea, Güenchenen remarcó que la prioridad será acompañar el inicio de las tareas con organización, seguridad y una comprensión precisa de las exigencias operativas que tendrá el programa de perforación sobre la D-129.

Más allá de los tres pozos

“Tenemos que aprovechar esta oportunidad y hacer las cosas bien. Queremos que los trabajos comiencen ordenados, que se cuide a los trabajadores y que la operación pueda sostenerse y crecer”, expresó el titular del SIPGER.

Desde el sindicato sostienen que los tres pozos previstos no deberían representar un punto de llegada sino el comienzo de un programa más amplio. La expectativa es que la formación D-129 pueda demostrar su potencial y avanzar hacia una etapa sostenida de desarrollo.

“Ahora hay que seguir trabajando para que no sean solamente tres pozos. Queremos que la D-129 demuestre todo su potencial, que el programa se amplíe y que la perforación tenga continuidad. Cada resultado positivo tiene que servir para dar el próximo paso”, afirmó Güenchenen.

El dirigente también planteó que el retorno de San Antonio puede convertirse en una referencia para otras compañías de servicios que redujeron su presencia o dejaron de operar en Santa Cruz durante los últimos años.

“Esperamos que vuelvan más empresas de servicios. La provincia tiene recursos, conocimiento y una enorme experiencia acumulada. Esta oportunidad tiene que servir para recuperar capacidades que se perdieron y demostrar que Santa Cruz todavía tiene mucho para producir”, agregó.

Las conversaciones entre SIPGER, San Antonio y Crown Point continuarán durante la etapa de preparación de los trabajos. El objetivo inmediato es consolidar el regreso de la perforación en la zona norte y sentar las bases para ampliar el desarrollo de la D-129 con nuevos programas en los próximos años.