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Palermo Aike: YPF y un nuevo paso para los tres pozos shale en la Cuenca Austral

La exploración en Palermo Aike dio un nuevo paso. YPF profundizó el trabajo técnico con el Gobierno de Santa Cruz y presentó los lineamientos centrales sobre la gestión de residuos peligrosos y lodos de perforación, un aspecto clave en la operación de pozos no convencionales.

La Secretaría de Fiscalización y Control Ambiental Energético y Minero participó de una reunión técnica inicial con la compañía, en la que se revisaron los procedimientos ambientales y los requerimientos normativos necesarios para avanzar hacia el inicio de la perforación. El encuentro marcó un paso más hacia la apertura del que podría convertirse en el proyecto energético más relevante de la provincia.

Mientras tanto, YPF ya comenzó la construcción de tres locaciones en los permisos La Azucena y El Campamento Este, una obra que demanda movimiento de suelos, accesos y contratación de personal local.

Tres pozos estratégicos

Hay que recordar que el gobernador de Santa Cruz, Claudio Vidal, destacó la magnitud del proyecto y el impacto económico que traerá aparejado para la provincia. Según explicó, la inversión estimada supera los 200 millones de dólares y generará una importante demanda de mano de obra calificada, tanto para las etapas iniciales como para los trabajos de perforación.

Vidal remarcó que estos pozos exploratorios tienen un rol central en la definición del futuro productivo de Palermo Aike. No solo permitirán conocer la respuesta del subsuelo, sino que serán la base para determinar si el desarrollo masivo será viable en términos técnicos y económicos. También subrayó el objetivo del gobierno provincial de garantizar que los empleos generados queden en manos de trabajadores santacruceños.

El mandatario comparó el potencial de Palermo Aike con el de Vaca Muerta, aunque con una ventaja estratégica: su cercanía a una terminal portuaria. Para Santa Cruz, esto podría transformar la provincia en un polo logístico e industrial con capacidad exportadora.

YPF prepara otro pozo en Palermo Aike.

Resultados previos, nuevas perforaciones y expectativas de la industria

La actividad exploratoria en la formación ya tuvo su primer antecedente con el pozo Maypa.x-1, perforado por CGC. Aunque no alcanzó los niveles productivos esperados, aportó información clave: confirmó la presencia de la roca madre y permitió obtener datos geológicos mediante un diseño dual que combinó un tramo vertical de 3.574 metros y un tramo horizontal de más de 1.000 metros, además de 12 fracturas hidráulicas.

El ensayo arrojó 769 m3 de petróleo acumulado en 102 días, con caudales estabilizados entre 7 y 16 m³ diarios. Se trata de volúmenes modestos, pero relevantes para una formación que recién comienza su camino exploratorio.

A partir de esa experiencia, YPF decidió avanzar con tres nuevos pozos, cuya perforación está prevista para iniciar el 1 de septiembre. Según el ministro de Energía de Santa Cruz, Jaime Álvarez, las perforaciones alcanzarán profundidades cercanas a los 3.400 metros y requerirán equipamiento especializado para operar a temperaturas de hasta 160 grados.

El funcionario señaló que la apuesta económica es significativa: entre 120 y 150 millones de dólares solo en esta etapa. Si los resultados son favorables, podrían sumarse nuevas empresas interesadas en explorar la formación.

Palermo Aike es la promesa de Santa Cruz en materia de shale gas.

La compañía de mayoría estatal también señaló en su reporte ante la SEC que Palermo Aike es uno de sus proyectos de exploración onshore de mayor impacto. A pesar de los resultados iniciales moderados, el pozo piloto confirmó la presencia de gas natural y condensados, ubicando la ventana de madurez de la formación dentro de un rango atractivo para futuros desarrollos.

YPF y hoja de ruta para una nueva etapa productiva

El Ministerio de Energía y Minería de Santa Cruz subrayó que la supervisión ambiental es un eje central del proceso. La provincia solicitó a YPF la documentación técnica requerida para cumplir la normativa vigente y avanzar con las evaluaciones de campo. Las autoridades consideran que esta etapa es clave para garantizar un desarrollo sostenible, seguro y compatible con los estándares nacionales.

Paralelamente, la provincia, la empresa y los sindicatos petroleros definieron una hoja de ruta para ordenar la actividad. El objetivo es acompañar la llegada de nuevas inversiones, asegurar condiciones laborales y sostener un marco de previsibilidad para la industria.

Chubut perdió 56% de los pozos perforados y enfrenta su mayor crisis petrolera en décadas

La industria petrolera convencional atraviesa un deterioro profundo, visible en todas las cuencas maduras del país. El informe de la Consultora Economía & Energía advierte que la contracción alcanzó niveles inéditos durante los últimos dos años, con Chubut como la provincia más expuesta al impacto productivo y laboral.

A lo largo de la última década, la producción de petróleo convencional cayó 39% en Argentina. En paralelo, la de gas natural retrocedió 38%. Ese declino se aceleró entre 2014 y 2024 y volvió más evidente la dependencia creciente del país respecto de la Cuenca Neuquina y Vaca Muerta.

El Golfo San Jorge, corazón productivo de Chubut, experimenta una caída sostenida en los últimos años. El dato más crítico se observa en la perforación: entre enero y agosto de 2025 se perforaron 45% menos pozos que en el mismo período de 2024, y 56% menos que en 2023.

Un declive prolongado

La pérdida de actividad perforadora no es un episodio aislado sino parte de un proceso de larga duración. Desde hace veinte años, la producción convencional muestra un ritmo de caída cada vez más agudo, y en la última década este declino adoptó una pendiente más pronunciada.

Mientras tanto, la curva ascendente de Vaca Muerta transformó la composición de la oferta energética nacional. En 2024, el shale promedió 373.000 barriles diarios de petróleo y 68 millones de metros cúbicos diarios de gas. Más de la mitad de la producción del país proviene hoy del no convencional.

Este cambio en la matriz productiva generó una consecuencia adicional: la subutilización de la infraestructura instalada en las cuencas maduras, desarrollada principalmente entre las décadas de 1960 y 1990. Gasoductos, oleoductos y plantas que antes operaban a carga plena hoy funcionan con capacidad ociosa y costos crecientes.

En contraste, la infraestructura neuquina experimentó un proceso inverso: ampliaciones, nuevas obras y mayores volúmenes. Entre ellas, el gasoducto en construcción que complementa el sistema existente y la ampliación de Oldelval para evacuar crudo no convencional.

Tres factores que explican el derrumbe de la inversión

Según el informe, la caída de actividad perforadora responde a tres factores centrales. El primero es la baja sustancial del precio del crudo en el mercado internacional desde finales de 2024, que redujo la rentabilidad de los proyectos convencionales.

El segundo factor es el aumento de los costos en dólares en la economía argentina. La inflación en moneda dura comprimió aún más los márgenes operativos y afectó las decisiones de inversión.

El tercer elemento es la propia madurez de los yacimientos. En Chubut, muchos campos muestran una curva de declino natural elevada, lo que exige inversiones intensivas para sostener niveles básicos de producción. Con menor perforación y menos reparación de pozos, la caída se acelera.

La combinación produjo lo que la consultora describe como “una contracción inédita” del capital destinado al convencional. Y anticipa que el impacto se verá con más fuerza en 2026, cuando los pozos que no se perforaron en 2024 y 2025 comiencen a manifestarse en la producción disponible.

Impacto laboral: la mayor preocupación en Chubut

Chubut depende en forma directa e indirecta del empleo petrolero. Una caída del 56% en la perforación implica menos equipos, menos cuadrillas y una reducción que ya empieza a sentirse en la actividad diaria.

El informe subraya que la producción convencional continúa siendo estratégica para el abastecimiento local. Sin embargo, la crisis de inversión amenaza la estabilidad laboral, especialmente en las provincias donde el shale no aparece como alternativa inmediata.

El Golfo San Jorge registra el declino más marcado y una vulnerabilidad mayor, dado que el empleo allí se sostiene sobre actividades intensivas en trabajo como perforación, workover y servicios especiales.

La fotografía del gas natural reproduce la misma tendencia. La única excepción reciente fue el aporte de los pozos del área Fénix en Cuenca Austral, pero el fenómeno fue puntual y no modifica el panorama general.

PAE logra una perforación récord y lleva la eficiencia al máximo en APO

Pan American Energy (PAE) alcanzó nuevos hitos en Vaca Muerta gracias al desempeño del equipo DLS-165 en Aguada Pichana Oeste (APO). La compañía perforó un pozo horizontal tipo ERD de 6.376 metros totales, y ejecutó una sección lateral de 3.170 metros en únicamente 14,19 días, sin registrar incidentes operativos. Se trata de un logro relevante para el desarrollo no convencional en la Cuenca Neuquina.

La empresa también completó un “shoe to shoe” con 4.432 metros en una sola carrera y estableció un récord de perforación diaria con 1.814 metros en 24 horas. Este resultado representa una nueva marca en Vaca Muerta y posiciona a PAE como uno de los referentes en eficiencia de perforación. Así lo informó Luciano Adriano Gilardi, Drilling Company-Man de la compañía, en su cuenta de LinkedIn.

Tecnología, optimización y seguridad en tiempo real

Los resultados obtenidos en APO se apoyaron en pilares operativos claves que la compañía viene profundizando. Entre ellos se destaca el enfoque Safety First, que prioriza el máximo estándar de seguridad operacional, sostenido en la ejecución sin incidentes registrados.

Además, la operación contó con la implementación de la sala WOC (Well Optimization Center), una herramienta estratégica que permite el seguimiento minuto a minuto en tiempo real. Este sistema facilitó la identificación de oportunidades de mejora, la optimización de parámetros y la aplicación inmediata de lecciones aprendidas en los mejores pozos del bloque.

La integración de nuevas tecnologías también fue fundamental para este salto de eficiencia. La compañía incorporó herramientas direccionales como el AutoDownlinker, que garantiza mayor precisión y velocidad en la perforación.

Otra clave fue la coordinación logística, ya que la operación se desarrolló con dos rigs en el mismo pad de pozos, lo que exigió una gestión articulada y fluida entre los distintos equipos involucrados.

Una operación que impulsa la mejora continua en Vaca Muerta

La reducción del flat time y del NPT (tiempos improductivos) permitió consolidar una operación más rápida, segura y competitiva. Estos indicadores confirman el avance sostenido que PAE viene impulsando en el segmento no convencional y reflejan un proceso de aprendizaje constante en campo.

Gilardi, uno de los líderes del proyecto, destacó el trabajo de Drilling Neuquén y felicitó a todos los profesionales que participaron directa o indirectamente en el logro. Subrayó el profesionalismo, la dedicación y el compromiso del equipo para alcanzar resultados que marcan una diferencia en la operación.

El desafío ahora es continuar elevando la vara y avanzar hacia nuevos niveles de productividad en Vaca Muerta, donde PAE ya demostró que la eficiencia, la tecnología y la mejora continua pueden ir de la mano para acelerar el desarrollo energético del país.

Innovación en tiempo real: así SLB redefine la perforación en Vaca Muerta

SLB alcanzó un nuevo hito operativo en Vaca Muerta con la ejecución de dos corridas de perforación que establecieron récords en eficiencia, velocidad y control direccional. Las operaciones se realizaron en los campos Mata Mora y Aguada Pichana Oeste, donde la compañía aplicó tecnologías avanzadas en el diseño del trépano, la dinámica de perforación y el sistema de navegación en fondo de pozo.

Según explicó Néstor Provenzano, WCD Customer Engagement Coordinator de SLB, se logró completar la sección de producción S2S más rápida registrada hasta el momento en Mata Mora. Este resultado representó la reducción de un día completo de operación, un beneficio clave en términos de costo por pozo y planificación de desarrollo.

Según informó el especialista en su cuenta de LinkedIn, la corrida se realizó con un trépano de 6 3/4” HT513 que incorporó las tecnologías DualHelix y AccuStrike Matrix, en conjunto con el motor DynaForce y el sistema direccional PowerDrive Orbit G2.

Provenzano destacó que el logro no solo responde a la elección de herramientas, sino a la integración entre equipos de campo, ingeniería y análisis operativo.

También reconoció el rol de Phoenix Global Resources como operadora del proyecto, subrayando su participación en la toma de decisiones técnicas y en la ejecución diaria: “El compromiso y profesionalismo del equipo permitieron superar desafíos complejos y elevar los estándares operativos del campo”, señaló.

SLB y un punto de inflexión

Además del avance en Mata Mora, SLB compartió otro récord reciente en Aguada Pichana Oeste, operado por Pan American Energy (PAE). Allí, la perforación con el mismo modelo de trépano HT513 marcó una tasa de penetración 59% superior respecto a corridas promedio anteriores en la zona.

La operación permitió perforar 1.667 metros en un solo día, un resultado que posiciona un nuevo parámetro para campañas en shale.

La ingeniera de producto de perforación de SLB, Florencia Camacho, explicó que el diseño del trépano jugó un rol determinante. La combinación de AccuStrike Matrix y DualHelix permitió mejorar la eficiencia de corte y la durabilidad, reduciendo desgaste y manteniendo la estabilidad bajo condiciones de formaciones complejas. Este desempeño se complementó con una configuración Vortex BHA, incluyendo PowerDrive Orbit G2 y el elastómero DynaMic XE.

Camacho destacó también la importancia de la precisión direccional alcanzada durante la corrida. La trayectoria se mantuvo dentro de los parámetros esperados, favoreciendo una perforación continua, sin desviaciones ni tiempos extra por corrección.

“Este resultado es una demostración de cómo el diseño integrado y la adaptación dinámica de parámetros permiten redefinir el rendimiento en escenarios exigentes”, subrayó en su cuenta de Linkedin.

Otro elemento clave del resultado fue la implementación del Automatic Downlinker V2, que permitió realizar comandos de downlink con 100% de efectividad y en menor tiempo. Este factor aportó control en tiempo real y mayor consistencia en la toma de decisiones operativas, reduciendo tiempos no productivos y optimizando cada etapa del proceso.

PAE perforará en noviembre el primero de sus cuatro pozos shale en Cerro Dragón

Pan American Energy (PAE) comenzará a perforar en noviembre el primer pozo no convencional incluido en el plan piloto a través de una inversión superior a 40 millones de dólares y destinará más de 200 millones de dólares a la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros para recuperación terciaria en Cerro Dragón, de las cuales 6 serán inaugurados en los próximos 12 meses.

De esta manera, la compañía avanza con el desarrollo no convencional comprometido con una inversión inicial de más de 250 millones de dólares en la provincia.

La comitiva visitó la base de DLS en Comodoro Rivadavia donde se está acondicionando el equipo de perforación, el cual será trasladado a Cerro Dragón una vez finalizada la construcción de la locación que se está realizando en el yacimiento. La perforación se iniciará a mediados de noviembre.

Las etapas del plan piloto

La perforación con objetivo shale se realizará en dos etapas. La primera se iniciará con la perforación del pozo vertical Cerro Tortuga -x1000 de hasta 3.700 metros de profundidad para investigar un intervalo de shale de 120 metros de espesor. En esta fase se obtendrá un testigo corona de roca de más de 100 metros de longitud que permitirá tener un mejor conocimiento de las propiedades de la formación.

La información recopilada será analizada en ensayos de laboratorio por dos de los expertos internacionales más respetados del mundo en geomecánica y diseño de fracturas hidráulicas, de manera de asegurar que los resultados que se obtengan reflejen el verdadero potencial del objetivo a evaluarse. Posteriormente, se realizará el diseño de las fracturas con la utilización de simuladores de última tecnología.

La segunda etapa se realizará a partir del diagnóstico de los expertos con la información obtenida en el pozo vertical, por lo que en 2026 se prevé perforar una rama lateral de 3.000 metros saliendo del mismo pozo vertical, con 50 etapas de fractura.

PAE y su programa de recuperación terciaria

PAE también anunció un plan de recuperación terciaria a través de la construcción de 17 proyectos de inyección de polímeros. En la actualidad hay alrededor de 20 plantas de este tipo en toda la cuenca del Golfo San Jorge, – dos de ellas en PAE -, de manera que la compañía casi duplicará la cantidad actual de plantas de inyección de polímeros en la región.

La recuperación terciaria es una técnica que se aplica una vez agotadas las etapas de recuperación primaria (flujo natural y bombeo) y secundaria (inyección de agua de formación para mantener la presión), con el objetivo de movilizar el petróleo remanente atrapado en el yacimiento y maximizar su recuperación. Se estima que su factor de recobro, – cantidad de hidrocarburo que se puede producir respecto al volumen total en el reservorio -, puede mejorar hasta un 4% adicional por sobre el alcanzado con la recuperación secundaria, lo que permite contrarrestar el declino, alargar la vida útil del yacimiento y alcanzar un mayor nivel de reservas.

En los próximos 12 meses PAE inaugurará 6 de los 17 proyectos de inyección de polímeros adicionales incluidos en el plan. Estos proyectos, integrados a pozos de inyección de agua, transforman el polímero sólido en una solución lista para ser inyectada en el yacimiento con la finalidad de aumentar la viscosidad del agua y desplazar una mayor cantidad de petróleo hacia los pozos productores.

Autoridades

La visita a la base de DLS contó con la presencia del gobernador de la Provincia, Ignacio Torres; el vicegobernador Gustavo Menna, los intendentes de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili; de Rada Tilly, Mariel Peralta; el Ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce; el Secretario General del Sindicato del Petróleo, Gas Privado y Energías Renovables del Chubut, Jorge Ávila; el Secretario General del Sindicato Petrolero Jerárquico de la Patagonia Austral, José Lludgar; el Presidente de Petrominera Chubut, Héctor Millar; el Secretario General de la UOCRA Comodoro Rivadavia, Raúl Silva; y el Secretario General del Sindicato de Camioneros de Chubut, Jorge Taboada. En representación de Pan American Energy asistieron 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.

En este marco, el gobernador de Chubut, Ignacio Torres, destacó que “este es el principio de un proyecto que tiene un potencial enorme en términos productivos para la provincia, pero también es el principio de un cambio de paradigma, de dejar de pelearnos entre nosotros y ponernos espalda con espalda a defender lo nuestro”.

Tomás Catzman, Vicepresidente de Operaciones de PAE en el Golfo San Jorge, afirmó que “con estos anuncios buscamos abrir un nuevo horizonte de inversión en la cuenca del Golfo San Jorge a través del desarrollo del no convencional y la recuperación terciaria. Basados en los aprendizajes del último pozo y aplicando las mejores prácticas recomendadas por los expertos mundiales, estamos confiados en que este nuevo pozo nos dará buenos resultados y esperamos que su perforación pueda confirmarnos un posible sweet spot”.

El plan piloto con objetivo no convencional de PAE incluye la perforación de 5 pozos. El primero de ellos fue perforado a fines del año pasado y permitió comprobar la viabilidad operativa y la existencia de shale gas. La perforación del pozo anunciado este viernes es el primero de los cuatro pozos restantes previstos en el plan comprometido con la provincia de Chubut.

Vaca Muerta superaría las 28 mil etapas de fractura en 2026

Para tomar dimensión de la actividad que diagraman las operadoras en Vaca Muerta para el 2026 es necesario conocer las proyecciones sobre las etapas de fracturas. Las punciones son la mejor manera de conocer la actividad operativa de los yacimientos no convencionales.

Según el relevamiento que realizó Fundación Contactos Petroleros, que lidera Luciano Fucello, se estipula que para el 2025, las compañías alcanzarían las 28 mil etapas de fractura, lo que significaría un incremento interanual del 22%.

Hay que recordar que la Fundación también proyectó que este año se llegaría a las 24 mil etapas de fractura en la roca madre y, tal como informó eolomedia, hasta septiembre ya habían pasado la barrera de las 18 mil operaciones.

Los números de 2025 van según lo estimado y en solo nueve meses se superaron el total de punciones registradas en 2024, que se situaron en 17.814 fracturas.

Los líderes del fracking

En el estudio de mercado que realizó la Fundación se destaca que YPF continuará liderando ampliamente las operaciones en Vaca Muerta. La empresa de mayoría estatal llegaría a las 13.600 operaciones, lo que explicaría el 48,5% de las punciones en la roca madre.

En segundo lugar se ubicaría Vista Energy. La compañía liderada por Miguel Galuccio seguirá marcando el pulso del shale con 3.100 fracturas.

El podio sería cerrado por Pluspetrol. La compañía sumaría 2.500 fracturas en Vaca Muerta. La compañía dividirá sus operaciones en dos entidades diferentes: Pluspetrol se denominará para sus tareas en La Calera y Pluspetrol Cuenca Neuquina corresponde a los activos que le compraron ExxonMobil (Bajo del Choique – La Invernada). En la primera se esperan 800 fracturas mientras que la segunda se incrementará a 1.700 punciones.

Detrás se ubicaría Tecpetrol. La compañía del Grupo Techint se anotaría con 2.400 operaciones en el shale.

El mapa de Vaca Muerta

Según el reporte, hay un grupo de tres compañías que superarían las mil etapas de fractura en Vaca Muerta. Pampa Energía alcanzaría las 1.600 punciones, Shell se anotaría con 1.500 punciones y Pan American Energy (PAE) llegaría a las 1.300 operaciones.

Phoenix Global Resources, Chevron y Capex no lograrían superar la barrera de las mil punciones, pero eso no quita merito a sus planes en el no convencional. Phoenix tendría planeado completar 840 fracturas, Chevron llegaría a las 600 y Capex sumaría 200 operaciones.

Además, el reporte estipula que tanto Geopark, como Tango Energy (exAconcagua Energía) y Fluxus no informaron sobre sus tareas en la roca madre. Geopark y Fluxux llegaron este año a Vaca Muerta y se espera por su desenlace en los próximos meses, mientras que Tango Energy reestructura su modelo de negocio enfocado en el shale.

Aluvional trasladará su planta de procesamiento de arenas al corazón de Vaca Muerta

Aluvional trasladará su planta de procesamiento de arena al yacimiento Bajada del Palo, en Vaca Muerta. Con esta reubicación, la compañía busca optimizar la logística y garantizar un suministro más eficiente de arenas a las operaciones en la Cuenca Neuquina.

La empresa cambiará su modelo operativo para poder tomar arenas de distintas locaciones, incorporando arenas de cercanía.

Los trabajos de traslado comenzarán en el cuarto trimestre de 2025, y se prevé que la planta entre en operación en su nueva localización durante el primer trimestre de 2026.

Aluvional opera una planta de procesamiento que, a través de sistemas de atrición, lavado y filtrado en húmedo, permite eliminar impurezas —como la arcilla— y obtener arenas silíceas con la granulometría requerida para la estimulación hidráulica de pozos no convencionales. Actualmente, la planta procesa unas 130 toneladas de arena cruda por hora.

Aluvional, un actor clave en Vaca Muerta

La fractura hidráulica en Vaca Muerta, al igual que en otras cuencas productoras, se basa en inyectar agua, arena y aditivos a alta presión para abrir microcanales en la roca madre. En ese proceso, la arena cumple un rol clave: mantiene abiertos esos conductos para que el petróleo y el gas puedan fluir hacia la superficie.

Uno de los cambios más importantes en esta etapa operativa es la sustitución de la arena seca por arena húmeda. A diferencia de la primera, que debe someterse a un costoso proceso de lavado y secado en hornos alimentados a gas, la arena húmeda conserva hasta un 6 % de agua, evitando así todo ese circuito industrial previo.

La mejora genera un doble beneficio. Por un lado, reduce las emisiones de gases de efecto invernadero al eliminar el uso de hornos para el secado. Por otro, implica un ahorro económico significativo para las operadoras. Hoy, el costo de una tonelada de arena ronda los 180 dólares cuando proviene de Entre Ríos y cerca de 140 dólares si llega desde Río Negro. Con la adopción de arena húmeda, las proyecciones apuntan a reducir el valor a unos 115 dólares ya colocada en el pozo.

A gran escala, ese cambio representa cifras concretas: cada pad de cuatro pozos demanda alrededor de 45.000 toneladas de arena, lo que podría traducirse en un ahorro de medio millón de dólares por pozo y hasta 2 millones por pad.

Una técnica probada en EEUU

La fractura hidráulica en Vaca Muerta se realizó tradicionalmente con arena seca. Sin embargo, desde 2019 en Estados Unidos y en los últimos dos años en Argentina, comenzó a probarse con arena húmeda, una alternativa más económica y sustentable.

La pionera en incorporar esta tecnología en el país fue Vista Energy, que perforó sus primeros pozos bajo esta modalidad. A partir de esa experiencia, la compañía optimizó sus operaciones: reemplazó las sand boxes iniciales, incorporó camiones tolva para el transporte y rediseñó el sistema dosificador de arena, lo que mejoró la fluidez y la eficiencia en cada etapa del proceso de fractura.

Vaca Muerta acelera con fracking digital e inteligencia artificial

Vaca Muerta se posiciona como una de las principales plays del mundo. Su crecimiento no solo depende de la magnitud de sus recursos, sino también de la capacidad para aplicar tecnología en las operaciones de fracking.

En esta transformación, las empresas de servicios energéticos cumplen un papel decisivo al incorporar digitalización, inteligencia artificial y sistemas de monitoreo.

SLB, antes conocida como Schlumberger, encabeza el desarrollo de soluciones que combinan datos masivos, simulaciones avanzadas y algoritmos predictivos. Con estas herramientas, logra optimizar cada etapa de la fractura hidráulica, ajustando en tiempo real presiones, volúmenes de arena y fluidos.

El resultado es un fracking más eficiente, con menores riesgos operativos y reducción de costos, un factor clave para la competitividad internacional de la cuenca neuquina.

La capacidad de procesar información instantánea marca un cambio profundo en la operación. Los pozos se diseñan con mayor precisión y las fracturas alcanzan mejores resultados, consolidando a Vaca Muerta como un polo atractivo para inversiones en un mercado global cada vez más exigente.

Empresas que apuestan a la digitalización

Halliburton también impulsa un fracking digital en la cuenca. Su estrategia combina sensores avanzados, software de modelado y sistemas de predicción que permiten entender mejor el comportamiento de los reservorios.

La información recopilada durante cada operación se procesa con algoritmos que anticipan fallas y sugieren medidas correctivas antes de que ocurran interrupciones.

Este enfoque mejora la seguridad, agiliza la ejecución y aumenta la productividad. Además, permite a las operadoras planificar fracturas más eficientes y con mayor continuidad, factores que repercuten en la reducción de costos y en la consolidación de Vaca Muerta como motor energético de Argentina.

Calfrac Well Services, por su parte, incorpora equipos de alta potencia que logran fracturas más rápidas y potentes. La compañía complementa su capacidad técnica con sistemas de control digital y sensores que generan información en detalle sobre el desempeño de cada etapa. Estos datos se convierten en un insumo clave para la mejora continua de procesos.

Vaca Muerta y la eficiencia

La apuesta de Calfrac no se limita a la eficiencia técnica. También promueve prácticas que reducen emisiones, optimizan el consumo energético y aprovechan de forma más efectiva los recursos locales. Su enfoque coloca a la empresa como un socio estratégico para un desarrollo sostenido y responsable de la cuenca neuquina.

Tenaris, en tanto, aporta innovación desde la industria del acero. Sus tubos de alta resistencia están diseñados para soportar las exigencias del fracking no convencional. La compañía además avanza en procesos digitalizados y soluciones integradas que permiten conectar la producción industrial con las necesidades específicas de las operadoras en Vaca Muerta.

La combinación de innovación en materiales y abastecimiento ágil desde sus centros industriales en Argentina contribuye directamente a la productividad. La empresa refuerza la competitividad de la cadena de valor al ofrecer productos adaptados a las condiciones locales y con tiempos de entrega más cortos.

Vaca Muerta rompe récords en etapas de fractura de la mano de YPF.

Un fracking potenciado por datos y equipos

El despliegue tecnológico en Vaca Muerta no es un esfuerzo aislado de cada empresa. Se trata de un ecosistema integrado en el que operadoras, pymes y proveedores locales trabajan en conjunto para adaptar soluciones globales a la realidad de la cuenca.

Cada innovación amplía la capacidad de producción, genera empleo calificado y promueve un crecimiento con base tecnológica.

Los efectos ya se reflejan en los resultados productivos. En los últimos años, Vaca Muerta registró récords de extracción de petróleo y gas. La digitalización y la inteligencia artificial aplicadas al fracking permitieron aumentar la productividad por pozo, al mismo tiempo que los costos operativos se mantienen en descenso.

La transición hacia un fracking digital implica también un cambio cultural en la manera de operar. El monitoreo remoto, la automatización de procesos y la toma de decisiones basada en datos consolidan un modelo más ágil, previsible y eficiente para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales.

La proyección es clara: la innovación seguirá marcando el rumbo. Empresas como SLB, Halliburton, Calfrac y Tenaris continúan ampliando sus soluciones, con nuevos equipos, algoritmos más sofisticados y procesos industriales diseñados para potenciar la producción.

El fracking digital y la inteligencia artificial ya forman parte del presente de Vaca Muerta. La combinación de conocimiento global, adaptación local y nuevas tecnologías transforma a la cuenca en un centro de referencia energética.

Su evolución continuará de la mano de quienes integran esta cadena, impulsando a Argentina hacia una mayor competitividad en el mercado mundial de hidrocarburos.

Frenaron el plan de Petrobras en el Amazonas

Petrobras no superó una parte clave de la prueba necesaria para obtener la licencia de perforación en la cuenca Foz do Amazonas, según informó el organismo ambiental de Brasil (Ibama) en un dictamen hecho público este miércoles.

Aunque la petrolera pasó la evaluación general, el reporte técnico exigió que la compañía vuelva a presentar su plan de rescate animal, considerado un paso obligatorio para avanzar con la autorización en una región de alta sensibilidad ecológica.

“El plan propuesto no garantiza acciones adecuadas para el cuidado de los animales”, escribió Ibama en su informe.

En declaraciones a Reuters, el regulador confirmó que Petrobras deberá cumplir con lo solicitado en el documento, aunque no será necesario realizar otra simulación antes de que se emita la licencia.

La petrolera informó que presentará el nuevo plan de emergencia antes del viernes. Además, explicó que Ibama indicó que, una vez otorgada la licencia, se requerirá una simulación adicional durante la fase de perforación, algo habitual en los procesos de licenciamiento ambiental.

Petrobras mira hacia Vaca Muerta.

El plan de Petrobras

Pese a este obstáculo, la obtención de la licencia es “inevitable”, aseguró a Reuters un alto directivo de Petrobras que prefirió mantener el anonimato por tratarse de un tema sensible.

La zona donde Petrobras busca perforar, frente a la costa del estado amazónico de Amapá, es considerada su frontera petrolera más prometedora. Comparte características geológicas con la vecina Guyana, donde ExxonMobil ya logró importantes hallazgos.

Según el reporte, la simulación de rescate provocó tres incidentes reales, ya que Petrobras trasladó muñecos que simulaban animales durante la noche en un río, con un plazo de 24 horas para llevarlos a un centro veterinario.

En el trayecto, una embarcación quedó atrapada en una red de pesca, otra encalló en un banco de arena y se produjo un casi choque con otra nave.

El informe de Ibama también señaló que los pilotos de aeronaves no contaban con equipos de seguridad adecuados para protegerse de vapores tóxicos emanados por animales contaminados con petróleo.

EEUU suma rigs, pese a la caída del precio del crudo

Las compañías de energía en Estados Unidos (EEUU) sumaron esta semana equipos de perforación de petróleo y gas por cuarta vez consecutiva, algo que no ocurría desde febrero, informó la firma de servicios Baker Hughes en su reporte semanal.

El conteo de plataformas, indicador temprano de producción futura, aumentó en siete hasta alcanzar 549 al 26 de septiembre, el nivel más alto desde junio.

Pese al incremento, Baker Hughes señaló que el total sigue siendo 38 equipos menor que hace un año, lo que representa una baja del 6%.

En detalle, las plataformas petroleras crecieron en seis hasta 424, el mayor número desde julio, mientras que las de gas cayeron en una hasta 117, el nivel más bajo desde ese mes.

Asimismo, en Permian, en Texas y Nuevo México, la principal formación de shale de EEUU, el conteo cayó en uno hasta 253, el menor nivel desde septiembre de 2021.

En Utica (Pensilvania, Ohio y Virginia Occidental), que junto con Marcellus conforma la mayor cuenca gasífera del país, los equipos subieron en uno hasta 14, la cifra más alta desde marzo de 2023. En Ohio, el conteo también subió en uno, llegando a 13, el mayor nivel desde febrero de 2024.

EEUU sigue creciendo

El número de plataformas de petróleo y gas cayó un 5% en 2024 y un 20% en 2023, debido a los menores precios que llevaron a las compañías a priorizar retornos a los accionistas y reducción de deuda en lugar de incrementar la producción.

Las firmas independientes de exploración y producción (E&P) analizadas por TD Cowen planean recortar inversiones en torno a un 4% en 2025 respecto de 2024. Esto contrasta con un gasto estable en 2024, pero con fuertes aumentos previos: 27% en 2023, 40% en 2022 y 4% en 2021.

Aunque los analistas proyectan que los precios del crudo seguirán bajando por tercer año consecutivo en 2025, la Administración de Información Energética (EIA) estima que la producción crecerá de un récord de 13,2 millones de barriles diarios en 2024 a 13,4 millones en 2025.

Mientras que en el gas, la EIA prevé que un incremento del 61% en los precios al contado en 2025 impulsará la perforación, tras la caída del 14% en 2024 que redujo la producción por primera vez desde la pandemia de 2020. Se espera que la oferta de gas suba a 106,6 billones de pies cúbicos diarios en 2025, frente a los 103,2 de 2024 y el récord de 103,6 de 2023.